Measurement Campaign Report (TOC) [310992]
OPTIMIZAREA SISTEMULUI DE DISTRIBUȚIE A ENERGIEIE ELECTRICE
Conducător de doctorat
prof.univ.dr. DOGARU-ULIERU Valentin
Doctorand: [anonimizat], doresc să adresez câteva cuvinte de mulțumire celor care m-[anonimizat].
Programul de doctorat s-a desfășurat sub conducerea domnului Prof. Univ. Dr. [anonimizat], care m-a [anonimizat], [anonimizat].Pentru toate acestea doresc să-i aduc calde mulțumiri.
[anonimizat] a lucrării, pentru sfaturile și sugestiile oferite și anume domnului Prof. Univ. Dr. [anonimizat]. Univ. Dr. Ing Nicolae VASILE și domnului Prof. Univ. Dr. Ing. Horia Leonard ANDREI.
[anonimizat], care a dat dovadă de înțelegere și suport în timpul desfășurării programului doctoral.
Florin-Dumitru ANDREI
Târgoviște 2019
[anonimizat] – [anonimizat]
ȊT – Ȋ[anonimizat] – [anonimizat]
FȊT – Foarte Ȋ[anonimizat] a [anonimizat] – [anonimizat] – [anonimizat] – [anonimizat] – [anonimizat] – tensiune de alimentare ȋn [anonimizat] ȋn [anonimizat]/DC- direct current/ direct current
P – putere activă
Q – putere reactivă
U – tensiune electrică
I – [anonimizat]- [anonimizat] – [anonimizat] – [anonimizat] – [anonimizat] -indicator de defect și prezență/[anonimizat] – Unitatea Periferică
SF6 – [anonimizat] – [anonimizat] – Distribution Line Carrier
LISTA FIGURI
Figura 1.1 – Diagramă de soluționare a situației critice a rețelei electrice
Figura 2.1 – Rețea de distribuție
Figura 2.2 – Sisteme de telecomunicații
Figura 2.3 – Sistem SCADA
Figura 2.4 – Structura bazei de date SCADA
Figura 2.5 – Blocuri funcționare RTU rețea ȊT
Figura 2.6 – Blocuri funcționare RTU rețea MT
Figura 2.7 – Schema bloc modul de telecomunicați
Figura 2.8 – Vederea de detaliu linie electrică ȊT
Figura 2.9 – Vederea de detaliu transformator ȊT/MT
Figura 2.10 – Vederea de detaliu cuplă transversală ȊT
Figura 2.11 – Vederea de detaliu linie MT
Figura 2.12 – Vedere rețea electrică de ȊT în SCADA
Figura 2.13 – Vedere rețea electrică de MT în SCADA
Figura 2.14 – Fereastra de citire măsură curent în SCADA
Figura 2.15 – Măsură curent detaliată
Figura 3.1 – Rețea de MT cu neutru compensat
Figura 3.2 – Diagrama vectorială cu neutru compensat
Figura 3.3 – Diagrama vectorială cu neutru legat la pământ prin rezistență
Figura 3.4 – Efectul tratarii neutrului într-o retea asupra supratensiunilor
Figura 3.5 – Frecvența apariției arcului electric
Figura 3.6 – Rețea MT în condiții de defect homopolar, cu rezistență de defect
Figura 3.7 – Circuit de secvența homopolară cu rezistență de defect
Figura 3.8 – Verificarea limitelor de exploatare
Figura 3.9 – Interfața sistemului de control bobină
Figura 3.10 – Display dispozitiv de control
Figura 3.11 – Defect trifazat ȋn rețeaua MT cu neutru compensat
Figura 3.12 – Defect trifazat și homopolar ȋn rețeaua MT cu neutru compensat
Figura 4.1 – Protecția maximală de curent
Figura 4.2 – Diagrama de variație a curentului de scurtcircuit
Figura 4.3 – Temporizarea unei linii electrice
Figura 4.4 – Protecția homopolară de curent
Figura 4.5 – Protecția de tensiune
Figura 4.6 – TT pe bara MT din stația de transformare
Figura 4.7 – Divizorul capacitiv
Figura 4.8 – Protecția diferențială
Figura 4.8 – Caracteristică de polarizare a releului direcțional
Figura 4. 9 – Protecția direcțională (67) și homopolară direcțională (67N)
Figura 4:10 – Efectul saturării TC-urilor la protecțiile direcționale homopolare
Figura 5.1 – Gruparea mai multor sisteme trifazate în treflă
Figura 5.2 – Rezistor Enel DT1110 și impedanța DT 1069 conectate la TFN
Figura 5.3 – Schema de principiu neutru compensat
Figura 5.4 – Rețeaua MT ȋn cablu fără defect
Figura 5.5 – Diagramă tensiunilor în prezența unui defect homopolar
Figura 5.6 – Diagramă vectorială în prezența unui defect homopolar
Figura 5.7 – Indicator de defect de curent clasic
Figura 5.8 – Indicator de curent de defect direcțional și lipsă/prezență tensiune
Figura 5.9 – Unitate periferică
Figura 5.10 – Indicator de curent de defect direcțional și de măsurare
Figura 5.11 – Linie MT automatizată
Figura 5.12 – Schema generală de gestionare a contoarelor inteligente
Figura 5.13 – Schema de conectare contor CERS3-E
Figura 5.14 – Schema de conectare contor CERT1
Figura 5.15 – Schema de conectare contor CERM1
Figura 5.16 – Schema de montaj concentrator
LISTA TABELURI
Tabel 2.1 – Permisiuni in aplicațiile bazei de date
Tabel 2.2 – Mărimi analogice convertoarelor
Tabel 2.3 – Informații preluate în sistemul SCADA
Tabel 2.4 – Semnalele conectorului DB 9
Tabel 2.5 – Mărimile analogice afișate ȋn SCADA
Tabel 2.6 – Informații și simboluri grafice afișate ȋn SCADA
Tabel 3.1 – Clasificare regimurilor de functionare ale retelelor electrice
Tabel 3.2 – Modul de tratare a neutrului în rețeua de MT pe plan internațional
Tabel 5.1 – Capacitatea pe unitatea de lungime a cablurilor
Tabel 5.1 – Curentul capacitiv rețea de distribuție MT
Tabel 5.2 – Soluțiile OD Enel pentru tratarea neutrului
Tabel 5.3 – Comaparație între diferitele sisteme de tratare a neutrului
Tabel 5.5 – Durata întreruperilor fără PT-uri telecontrolate
Tabel 5.6 – Durata întreruperilor cu PT-uri telecontrolate
Tabel 5.7 – Caracteristicile tehnice ale TC pentru bilanț energetic
Tabel 5.8 – Caracteristicile tehnice ale concentratorului
Tabel 6.1 – SAIDI 2017
Tabel 6.2 – SAIDI 2013-2017
Tabel 6.3 – SAIFI 2017
Tabel 6.4 – SAIFI 2013-2017
Tabel 6.5 – Durata izolării unui defect
DEZVOLTAREA REȚELELOR ELECTRICE DE DISTRIBUȚIE
CONSIDERAȚII GENERALE
Energia electrică a ajuns un produs dar și un serviciu de care beneficiază atât individul cât și societatea. Ca orice produs, energia electrică trebuie să fie măsurată pentru a fi comercializată, dar să aibe și calitate, adică să satisfacă cerințele clienților. Energia electrică produsă trebuie transportată de la locul de producere către consumatorii final, iar acest lucru se face prin rețelele electrice. Aceste rețele electrice pot fi rețele electrice de transport, care aparțin Operatorului de Transport -Transelectrica sau rețelele electrice de distribuție, care aparțin Operatoriilor de Distribuiție. Practic energia electrică este produsă, transportată, distribuită și consumată simultan. Ca urmare, sunt necesare legături electrice permanente și sigure între producerea și consumul de energie electrică. Energia electrică ca să fie un serviciu trebuie ca prin Operatorii de Distribuție să se asigure continuitatea alimentării cu energie electrică și calitatea acesteia. Calitatea energiei electrice furnizată clientului final determină eficiența activităților acestora și deci a profitului său. Orice abatere de la tensiunea nominală și îndepărtarea ei de la forma sinusoidală pot produce efecte negative ȋn activitatea clientului. Pentru a păstra condițiile de calitate a energiei electrice, în centrale electrice, stații de transformare, puncte de alimentare, etc. s-au introdus protecțiile prin relee și automatizări. Funcționarea sau nu a protecțiilor și automatizărilor ȋn rețeaua de distribuție cu energie electrică este evidențiată personalului de deservire operativă care va stabili soluțiile de evitare a extinderii avariei și apoi de lichidare a acesteia. Integrarea tot mai strânsă a supravegherii, controlului rețelelor electrice precum și a monitorizării acestuia este o necesitatea izvorâtă din constatarea că aceste obiective au surse comune de informații și anume echipamentele electrice primare, iar strângerea și transportul datelor este una din cele mai costisitoare componente. Constatăm astfel un lanț de conexiuni între echipamentul primar și cel secundar aflate în locuri diferite. Echipamentul primar într-o parte iar supravegherea în altă parte. Eforturile îndreptate în direcția modernizării și creșterii performanțelor echipamentelor de distribuție cu energie electrică sunt de reală actualitate și importanță atât pentru OD cât și pentru clientul final. Tehnologia modernă iși face simțită prezența și în sistemul energetic; astfel funcțiile de monitorizare și supraveghere a sistemului energetic pot fi implementate ȋntr-un lanț de conexiuni cu ajutorul modulelor software ȋntr-un singur dispozitiv. Apariția sistemelor SCADA este strâns legată de evoluția între tehnologiile echipamentelor primare și secundare care alcătuiesc sistemul de distribuție cu energie electrică. SCADA este un acronim pentru Supraveghere, Control și Achiziții de Date. Sistemele SCADA sunt utilizate pentru a monitoriza și controla o instalație sau un echipament în domenii precum telecomunicațiile, controlul apei și al deșeurilor, producerea și transportul energiei, petrolului și gazului.
CRITERII DE DEZVOLTARE A REȚELELOR ELECTRICE DE DISTRIBUȚIE
În definirea regulilor pentru dezvoltarea rețelei electrice de distribuție a fost aceea de a identifica nivelul optim de siguranță a SEN astfel încat să se reducă costurile de instalare și costurile suportate de clienți în urma întreruperii serviciului de distribuție a energiei electrice. În practică, atribuind serviciului de distribuție a energiei electrice un cost unitar prestabilit, se stabilea un cost convențional al riscului pierderii serviciului de distribuție care era calculat împreună cu celelalte costuri de investiții și de exploatare în diferite configuratii de rețea. Adoptarea acestui criteriu a dus în timp la realizarea unui sistem de distribuție sigur, având următoarele avantaje:
rețeaua de ȊT este în general buclată, înregistrandu-se valori maxime de curent pe linii de circa jumătate din valoarea corespunzătoare limitei termice a acestora;
în stațiile electrice de transformare ȊT/MT sunt de obicei instalate două transformatoare cu puterea maximă de 65% (pentru a putea prelua toată sarcina MT chiar și în cazul pierderii unui transformator);
în cea mai mare parte, rețeaua de MT este în general buclată, astfel este asigurată rezervarea liniilor electrice de MT dintr-o altă stație ÎT/MT în cazul pierderii unei stații de transformare.
Noile reglementări în vigoare impun o adaptare a regulilor de planificare și în special o configurație a rețelei de distribuție de MT diferită de cea actuală, rețeaua de MT fiind cea mai responsabilă pentru calitatea serviciului de distribuție a energiei electrice. Actualmente rețelele electrice de FȊT 400-220 kV și ȊT 110 kV pot fi împărțite în două mari categorii:
prima categorie, în care se încadrează toate liniile FȊT constituie RET și aparține Operatorului de Transport și de Sistem Transelectrica;
a doua categorie în care se încadrează liniile electrice de ȊT, face parte din rețelele de distribuție locală care aparțin Operatorilor de Distribuție.
Dezvoltarea și utilizarea sistemului FȊT au fost încredințate Companiei Nationale Transelectrica. Putem spune că există interacțiunii strânse între rețeaua electrică de FÎT aparținând Operatorului de Transport Transelectrica și rețeaua electrică de ÎT aparținănd OD, de aici rezultă că pentru definirea planurilor de dezvoltare a Operatorului de Transport este necesară o asociere puternică cu societățile de distribuție. Trebuie observat următorul aspect, calitatea serviciului pentru clientul final, care este în responsabilitatea OD, este strâns legată de dezvoltarea SEN, aparitia de noi stații FÎT/ÎT, conectarea de noi stații electrice și investiții asupra sistemului de transport a distribuției energieie. Activitățile de investiție în rețelele de distribuție a energie electrice, trebuie să permită optimizarea rețelei ținând cont de următoarele criterii ale OD:
planificare pe zece ani (strategii și linii de dezvoltare generală);
planificare pe cinci ani (intervenții punctuale, corelate cu planificarea pe zece ani);
buget anual (pentru fiecare lucrare din planificarea pe cinci ani este verificată existența condițiilor de realizare și actualizate principalele informații pentru executarea sa).
REȚEAUA DE DISTRIBUȚIE DE ÎT ȘI MT
Dezvoltarea rețelei de distribuție de ÎT a OD este corelată cu dezvoltarea SEN care face parte din „Transelectrica” ca efect a interacțiunii strânse existente între rețeaua de ÎT a OD și Transelectrica. Este necesar pe baza dezvoltarii economice și a previziunii de creștere a consumului de energie electrică, a stabilității sistemului energetic prin conectarea de noi stații de transformare asigurând astfel continuitatea și calitatea serviciului de distribuție cu energie electrică. În dezvoltarea rețelei de distribuție de MT trebuie să se țină cont de următorii factori:
calitatea energiei electrice furnizate;
noile cereri de racordare din partea clienților dar și din partea producătorilor de energie electrică;
optimizarea rețelelor de distribuție existente;
analiza datelor referitoare la lipsa continuitații în alimentarea cu energie electrică.
Liniile electrice de distribuție de MT sunt prezente în următoarele tipologii:
linii MT aeriene (a caror dezvoltare a rețelei aeriene este cel puțin 90% din dezvoltarea totală);
linii MT mixte (a caror dezvoltare a rețelei aeriene este mai mare de 10% din dezvoltarea totală);
linii MT ȋn cablu (a caror dezvoltare a rețelei ȋn cablu este cel puțin 90% din dezvoltarea totală).
În ceea ce privește structura rețelelor de distribuție de MT aerian este cu posibiliate de exploatare buclată, o linie alimentată din două stații de transformare distincte, cu derivații, în care dintr-o linie principală se dezvoltă liniile de derivație. Dimensionarea liniilor principale trebuie să asigure principiul alimentării integrale a acestora. Este nevoie, așadar, ca secțiunea conductoarelor să permită alimentarea întregii linii de buclă, chiar și în cazul nefuncționarii unei părți amplasate la extremitate. Structura tipică a rețelelor de distribuție de MT subterane este tot cu posibiliate de exploatare buclată, și prevede linii principale, fără derivații, care unesc, normal, două stații electrice de transformare și alimentează tip intrare-iesire posturile de transformare. Ȋn rețelele de distributie de MT subterane mai ȋntalnim, pentru a alimenta clienți concentrați ȋntr-un singur loc ce sunt amplasați la distanță față de stațiile de transformare soluția PA. Prin PA se ȋntelege “o prelungire” a barei din stația de transformare prin care se realizează distribuția energiei electrice pe mai multe linii de plecare numite distribuitoare și care sunt protejate ȋmpotriva scurtcircuitelor monofazate și polifazate. PA poate fi format:
dintr-un sistem de două bare, o bară alimentată cu energie electrică prin feederul bază și o bară de rezervă alimentată cu energie electrică prin feederul de rezervă asigurând astfel continuitatea în alimentarea cu energie electrică atunci când dispare tensiunea pe alimentarea de bază prin atomatizarea de tip AAR;
dintr-un sistem de două bare active alimentate cu energie electrică prin doi feederi bază între ele fiind întreruptorul de cuplă iar prin automatizarea de tip AAR se asigură continuitatea alimentării cu energie electrică în cazul dispariției tensiunii pe oricare din sistemele de bare.
Pornind de la actuala configurație a rețelei de distribuție de ÎT și MT optimizarea rețelelor va urmări:
folosirea unui număr mai mare de stații electrice simple cu posibilitate de rezervare și prin liniile de MT;
introducerea SCADA în stațiile de transformare și de-a lungul liniilor de MT;
introducerea unui nou mod de tratare a neutrului în rețelele de MT;
introducerea automatizărilor de-al lungul liniilor de MT;
introducerea de tehnologii inteligente în rețeaua de JT.
În planul de investiții în rețeaua de distribuție de ÎT si MT pe termen mediu sunt identificate intervențiile nominale pentru un scop specific, indicând costul, rezultatele așteptate, rentabilitatea, anul de efectuare. Premiza fundamentală pentru definirea planului de investiții este analiza defectelor rețelei care este desfășurată în mod continuu în timpul anului, pe baza informațiilor disponibile. Prin acest sistem se identifică:
liniile electrice cu probleme;
intervențiile rezolvate, evaluând beneficiile în calitatea serviciului de distributie a energiei electrice.
În ceea ce privește rețeaua MT este important să se stabileasca soluții noi astfel încât:
să fie posibilă alimentarea completă în caz de defect a liniilor principale și a celor mai importante derivații, utilizând echipamente moderne de comutație de-a lungul liniilor electrice;
derivațiile de la liniile principale trebuie să plece dintr-un post de transformare modern;
să se introducă echipamente compatibile cu terminalele de control pentru sistemul SCADA dar și pentru o posibilă automatizare de-a lungul liniei electrice;
să se alegă componentele izolante în funcție de agresivitatea agenților atmosferici și de prezența păsărilor;
să protejeze mediul înconjurator.
CUANTIFICAREA RISCURILOR
Criterii generale de fiabilitate și optimizare a rețelelor electrice de distribuție sunt necesare pentru identificarea situațiilor critice detectate în baza unor scenarii critice de analiză a stării rețelei. Aceste analize evidențiază principalele elemente ale rețelei, de exemplu transformatoare de putere, conductoare, cabluri, întreruptoare pe care apar suprasarcini, variații de tensiune sau situații de repunere sub tensiune atât în scenariile N, cât și N-1. Toate celelalte elemente din stații sau posturi de transformare trebuie să fie dimensionate astfel încât să nu se limiteze performanța maximă a echipamentului primar. Criteriile de fiabilitate se bazează pe ȋncărcările maxime de curent și pe acoperirea cererii ulterioare de furnizare a energiei electrice, conform indicatorilor de calitate ȋn viguare. Prin urmare, criteriile care trebuie respectate au fost incluse pentru garantarea unui nivel corespunzător de fiabilitate a parametrilor de exploatare ai rețelei, de exemplu, saturația transformatoarelor de măsurare, limite de tensiune, curenți de scurtcircuit, atât pentru scenariul N, cât și N-1.
Figura 1.1 – Diagramă de soluționare a situației critice a rețelei electrice
În general, riscurile pot fi definite ca o combinație a probabilității de apariție a evenimentului (defecțiunii) și a impactului acesteia (extinderea defecțiunii din punctul de vedere al lipsei alimentării, consecințelor sociale). Criteriile de fiabilitate nu includ indisponibilitatea dublă a echipamentului (scenariul N-2) deoarece probabilitatea de apariție a unei astfel de situații este extrem de scăzută. În unele situații specifice, dacă defectul dublu este posibil sau dacă riscul asociat acestuia are un impact ridicat asupra componentelor și/sau clienților, pot fi inițiate studii specifice referitoare la funcționarea în scenariile N-2. În acest context, limitele care trebuie adoptate trebuie să fie aceleași ca și cele descrise pentru scenariul N-1. Cu toate acestea, este important de avut în vedere că obținerea unui nivel superior de fiabilitate al unei rețele electrice necesită investiții majore; din acest motiv, este nevoie de resurse economice pentru nivelurile de fiabilitate realiste.
SISTEME MODERNE DE CONDUCERE A REȚELELOR ELECTRICE DE DISTRIBUȚIE
SMART GRID ÎN REȚELELE ELECTRICE DE DISTRIBUȚIE
Elementele componente ale unei rețele electrice de distribuție cât și tehnologia informațiilor și comunicațiilor care ajută la funcționarea optimă a respectivei rețele au dat naștere unui nou concept și anume acela de “Smart Grid”, sau în traducere, rețea inteligentă. Dezvoltarea conceptului de “Smart Grid” va permite:
utilizarea de noi tehnologii pentru creșterea eficienței serviciului de distribuție cu energie electrică;
realizarea de noi facilității, noi beneficii ale clienților, cu respectarea calității energiei electrice livrate;
dezvoltarea sistemelor de comunicații pentru a obține informații în timp real a evenimentelor din rețeaua de distribuție și adoptarea de măsuri pentru limitarea efectelor ȋn pierderea serviciului de distribuție.
“Smart Grid” este o rețea electrică ȋn care se poate integra eficient atât producatorii de energie, Operatorul de Transport, Operatorii de Distribuție cât și clientul, pentru a asigura eficiența economică a sistemelor de producere, transport, distribuție și consum cu energie electrică cu pierderi reduse și siguranță ȋn funcționare, cu respectarea standardelor de calitate a energiei electrice.
Condițiile pe care trebuie să le asigure rețeaua electrică de distribuție pentru implementarea conceptului de “smart grid” sunt:
continuitatea ȋn alimentare cu energie electrică atât pentru actualii clienți cât și pentru viitorii clienți;
instalarea de dispozitive de monitorizare a calității energiei electrice furnizate;
monitorizarea ȋn timp real a tuturor elementelor din rețeaua de distribuție (transformatoare de putere, linii electrice, posturi de transformare);
automatizarea liniilor electrice de distribuție;
managementul ȋncărcărilor în prezența surselor de generare distribuită;
implementarea sistemelor de măsurare inteligentă (“smartmetering”);
monitorizarea indicatorilor de calitate ai energieie electrice;
managementul instalațiile producătoare de energie din surse regenerabile prin introducerea de centre de dispecer;
gestionarea eficientă a echipelor de mentenanță;
dezvoltarea tehnicilor de mentenanță predictivă.
Conceptul de “smart grid” la nivelul rețelei de distribuției cu energie electrică poate fi asociată cu tehnologii de automatizare cum ar fi:
monitorizarea și controlul echipamentelor primare din stații, posturi de transformare, puncte de alimentare, puncte de conexiune (sistemele SCADA);
automatizări locale ale echipamentelor primare, funcționări de AAR de pe sursele locale de alimentare cu energie electrică, izolarea tronsoanelor cu defecte;
monitorizarea și controlul resurselor de energie distribuite;
aplicații pentru gestionarea ȋncărcărilor pe liniile electrice.
Sistemul energetic tradițional furnizează energie electrică astfel încât să acopere necesarul de energie al clienților dezvoltându-se astfel mecanisme specifice pentru adaptarea producției la necesarul de energie. Prin “smart grid” există posibilitatea intervenției și la clienți pentru ca necesarul de energie electrică să corespundă în orice moment producției de energie electrică, existând un control real al clienților, al energiei electrice utilizată. Un atu important la acest lucru ȋl au și sistemele de telecomunicații care ajută la utilizărea eficientă a energiei electrice prin gestionarea informațiilor dintre producere și cerințele clientului.
SISTEMUL SCADA ÎN REȚELELE ELECTRICE DE DISTRIBUȚIE
Confruntarea cu cerințele actuale ale clienților, cu eficiențele economice ale acestora, în condițiile îmbunătățirii serviciului de distribuție cu ajutorul tehnologiilor bazate pe informații pentru Managementul Distribuției, dezvoltarea și modernizarea funcțiilor de control ale rețelei electrice de distribuție sunt necesare Operatorilor de Distribuție pentru o mai bună gestionare a rețelei. Astfel rețelele electrice modernizate devin din ce ȋn ce mai inteligente oferind clienților servicii de calitate ȋn alimentarea cu energie electrică la costuri reduse. Principalele caracteristici ale sistemului SCADA sunt:
gestiunea și monitorizarea rețelei electrice (avarii, revizii tehnice, introducerea de noi clienți);
suportul pentru a garanta calitatea și continuitatea serviciului electric;
gestiunea informatizată a tuturor activităților legate de rețeaua electrică.
Exploatarea rețelei de distributie de MT actuală trebuie să fie realizată în funcție de cerințele clienților, de furnizarea de energie electrică care să respecte parametrii definiți în contractul de servicii în ceea ce privește continuitatea și calitatea alimentării. În acest sens, utilizarea unui sistem SCADA permite reducerea timpilor de identificare a întreruperii și a timpilor pentru izolarea porțiunii/tronsonului de linie cu defect, cu alimentarea ulterioară a zonelor fără defect într-un timp scurt. Pe lângă cele de mai sus, posibilitatea de a monitoriza în permanență linia electrică de MT prin monitorizarea ȋn timp real al sarcinilor și nivelelor de tensiune permite îmbunătățirea eficienței intervențiilor pe rețeaua MT, permițând o utilizare bună a instrumentelor de planificare a rețelei. Implementarea SCADA (sistemul de telecomandă și supraveghere a rețelelor electrice de distribuție) este una din prioritățiile Operatorilor de Distribuție care va conduce la creșterea calitații serviciului de distribuție a energiei electrice, reducerea numărului de evenimente neplanificate (accidentale) dar și a cheltuielilor de exploatare (lipsa personalului de exploatere din stațiile electrice de transformare în primul rând). Există entități care supraveghează rețeaua electrică de distribuție de la producere până la consum, 24 de ore din 24, 7 zile din 7 și acestea se numesc centre de dispeceri energetici. SEN este astfel condus prin centre de dispecer, unitățile specializate avand ca scop asigurarea funcționării acestuia conform normelor, în condiții de siguranță, calitate și economicitate, prin exploatarea coordonată a instalațiilor și echipamentelor componente ale SEN . Putem spune că în activitatea centrelor de dispecer se disting trei procese principale:
procesul privind evoluția consumului de energie electrică, pornind de la starea actuală a rețelei electrice și disponibilitatea sa probabilă. Periodic se verifică ȋncărcările linilor electrice, ale transformatoarelor, balanța de puteri, nivelele de tensiune în rețelele electrice ;
procesul de monitorizare, care constă în monitorizarea permanentă a rețelei electrice prin intermediul sistemului de măsurare și semnalizare. Informațiile primite de la echipamentele primare care alcătuiesc rețeaua electrică de distribuție sunt validare, iar în urma unor operații de prelucrare se apreciază starea instalației primare. Semnalizările din rețeaua de distribuție pot fi semnalizări tehnologice, de avarie, preventive sau de stare;
procesul de comandă constă în prelucrarea informațiilor obținute ȋn decizii și efectuarea măsurilor necesare restabilirii unei funcționări sigure a rețelei electrice de distribuție.
Dispeceratul energetic devine astfel o parte centrală a conceptelor “Smart Grid” și “Smartmetering”. Prin sistemul SCADA, dispecerul energetic monitorizează și intervine asupra rețelelor electrice de distribuție dintr-o locație independentă numită Centru de Telecontrol. Ȋn conformitate cu normele in viguare, sistemele informatice dedicate conducerii operative a rețelelor electrice de distribuție trebuie să realizeze urmatoarele funcții:
SCADA;
DMS- aplicații pentru rețelele electrice de distribuție .
Implementarea sistemului SCADA va fi realizat corelat cu programele de investiții și retehnologizare
Principiile de bază luate în considerare la dezvoltarea sistemului SCADA:
utilizarea protecților numerice compatibile cu sistemul SCADA în stațiile electrice de transformare, posturi de transformare, puncte de alimentare, etc. care se modernizează;
folosirea protocoalelor standard de comunicație între sistemele de comandă și control;
volumul de date preluat din procesul energetic trebuie să asigure informarea completă pentru analiză și decizie ulterioară;
echipamentele electrice modernizate folosite trebuie alese astfel încât trecerea la o nouă etapă de dezvoltare să nu implice costuri mari.
Sistemul SCADA este tipic unei rețele de distribuție, adică acela care are origine ȋn stațiile de transformare ȊT/MT, continuă în posturi de transformare MT/JT și se termină în punctul de delimitare dintre rețeaua de distribuție și rețeaua clientului final.
Figura 2.1 – Rețea de distribuție
Sistemul SCADA este o structură hardware și software care trebuie să cuprindă :
un centru operativ (Centrul de Telecontrol) la nivel de unitate teritorială, dotat cu un anumit număr de stații operative, imprimante și o sală de conexiune care conține aparate de procesare și telecomunicați;
terminale de telecontrol pentru stații electrice, instalate în stațiile de transforamare ȊT/MT și utilizate la transmiterea ȋn centrul operativ al informațiilor din teren (semnale, alarme, măsurări, stări ale echipamentelor primare) și la executarea comenzilor transmise de la centrul operativ;
terminale de telecontrol pentru rețeaua de MT, instalate în puncte de alimentare, puncte de conexiune, separatoare de stâlp, posturi de transformare și utilizate la transmiterea, ȋn centrul operativ al informațiilor din teren (semnale, alarme, stări ale echipamentelor primare) și la executarea comenzilor transmise de la centrul operativ.
Arhitectura sistemului SCADA a rețelei de ȊT și a stațiilor electrice de transformare ȊT/MT este compusă din:
terminale numerice de comanda-control-protecție montate în celulele de 110 kV și medie tensiune, care sunt conectate printr-o rețea de fibră optică prin protocolul IEC 61850.
terminale numerice pentru achiziții de date de la serviciile interne, sistemul antiincendiu;
routere cu ajutorul cărora se realizează rețeaua de comunicație din stație. Acestea sunt prevăzute atât cu porturi pentru fibra optică utilizate la conectarea terminalelor numerice de comandă-control-protecție cât și pentru conectarea serverului, calculatorului de exploatare;
RTU este dispozitivul care face atât achiziția de date de la terminalele numerice din stație cât și legatura cu softwar-ul sistemului SCADA al OD prin protocoalele standard de comunicație;
servere pentru conexiunea RTU-ului cu centrul de telecontrol- se face in mod normal prin intermediul fibrei optice sau printr-un operator de telefonie (fixă sau mobilă).
stația de energie care asigura tensiune operativă din stația de transformare.
Arhitectura sistemului SCADA a rețelei de MT este compusă din:
celule de linie echipate cu ȋntreruptoare în vid sau separatoare de sarcină motorizate cu sau fără indicatoare de defect;
un terminal de comunicație GSM care să realizeze rețeaua de comunicație din rețeaua de MT (post de transformare, separator de stâlp);
terminalul de telecontrol pentru posturile de transformare, prin care este posibilă transmiterea telecomenzilor și telesemnalelor la centru operativ și la executarea comenzilor transmise de la centrul operativ;
stația de energie care asigură tensiunea operativă, alimentând terminalul de telecontrol, terminalul de comunicație și motoarele întreruptoarelor sau separatoarelor de sarcină în curent continuu.
Unitatea de procesare
Această unitate poate fi compusă dintr-un procesor bazat pe arhitectura Itanium Sistem cu sistem de operare Linux. Unitatea de procesare poate fi denumită ca “inima” sistemului SCADA, având rolul de a concentra toate mesajele și solicitările, cum ar fi:
gestionarea sistemul;
trimiterea și primirea mesajelor spre echipamentele electrice din teren;
asigurarea legăturii cu sistemele din teren;
gestionarea operațiilor de backup ale bazei de date și ale arhivelor proprii.
Poate exista două tipuri de unități de procesare :
o unitate de procesare pentru rețeaua de ȊT;
o unitate de procesare pentru rețeaua de MT.
Atunci când se folosesc două unități de procesare, la activarea sistemului, unitatea de procesare ce se activează prima se va numi unitate primară, controlând întreg sistemul iar cealaltă unitatea de procesare cu rolul de unitate secundară. Unitatea primară deservește funcțiilor de control ale rețelei, în schimb unitatea secundară e menținută permanent actualizată de către cea primară în așa mod ȋncât face posibilă imediat trecere pentru controlul rețelei în caz de indisponibilitate a celei primare.
Stație de supravehere a rețelei de distribuție
Aceasta este partea principală a unui sistem SCADA și este în general un computer care conține software specific care poate controla toate celelalte dispozitive conectate, rulează algoritmi, trimite comenzi către alte dispozitive etc. – în esență, acesta este sediul SCADA . Reprezintă interfața prin intermediul căreia se permite controlul diferitelor funcții ale sistemului SCADA. Interfața utilizator furnizează un ambient de lucru unde acțiunile se pot efectua ȋn mod intuitiv. Posibilitatea de a da comenzi prin intermediul mouse-ului și prin intermediul selectării meniului, iconițelor și ferestrelor provoacă imediat accesul la variatele funcții ale sistemului. Stațiile de supraveghere, se ȋmpart ȋn doua tipuri:
stații de supraveghere pentru rețeaua de ȊT;
stații de supraveghere pentru rețeaua de MT.
Putem spune că stația de supraveghere este prevazută cu:
interfață grafică ȋn culori;
mouse cu trei butoane;
tastatura alfanumerică;
unitate de procesare;
unitate de suport (pentru ȋncărcarea programelor și backup).
Sisteme de telecomunicați
Sistemele de telecomunicații sunt dispozitive care permit comunicarea între sistemul SCADA și RTU-urile din teren .
Există câteva tipuri de sisteme de telecomunicații:
sisteme de telecomunicații simple pentru stațiile de transformare când se folosește o linie dedicată-fibră optică;
sisteme de telecomunicații de rezervă pentru stațiile de transformare când se folosește fibră optică și/sau rețea GSM/rețea satelit (la care se face trecerea automată pe calea de rezervă în cazul defectării căii principale);
sisteme de telecomunicații pentru rețeaua de MT când se folosesc sisteme de telefonie mobilă satelit, radio sau fibră.
Figura 2.2 – Sisteme de telecomunicații
Toate aceste elemente pot fi prezente atât câte unul dar și câte două în configurare Master/Slave, în dependența de configurarea definită în sistem.
Putem spune că, sistemul SCADA e compus din:
unitatea de procesare;
unități terminale de telecontrol (pentru stații și pentru posturi);
sisteme de telecomunicații (pentru conexiunea unităților periferice la sistemul central).
Figura 2.3 – Sistem SCADA
Baza de date a sistemului SCADA conține toate informațiile, atât cu caracter grafic cât și cu caracter electric, necesar pentru a defini rețeaua de distribuție ȊT/MT controlată. Baza de date este duplicată ȋn:
bază de date de exploatare;
bază de date de configurare.
Figura 2.4 – Structura bazei de date SCADA
Toate informatiile conținute ȋn baza de date (cu exceptia fisierului “log”) sunt ulterior clasificate ca:
informații statice de configurare, definite ȋn faza de configurare și neschimbate pe parcursul exploatării rețelei ( descrierea elementelor ce constituie rețeaua electrică);
informații statice ale stării normale a echipamentelor de comutație primare definite ȋn faza de configurare (ȋnsă se pot schimba pe durata exploatării retelei);
informații dinamice ale stării actuale a rețelei ȊT/MT ȋn faza de exploatare și care se pot schimba pe durata exploatării rețelei.
Aplicațiile cu care se accesează baza de date sunt:
aplicație de configurare;
aplicația de exploatare.
Această diferență e necesară deoarece ȋn baza tipului de aplicație este stabilit accesul la informații, dupa cum este evidențiat mai jos ȋn tabel.
Tabel 2.1 – Permisiuni ȋn aplicațiile bazei de date
Modificările care se execută ȋn configurare sunt numite operații. Fiecare element configurat e reprezentat de către o operație ce poate fi simplă sau compusă. De exemplu introducerea unui post de transformare este o operație complexa compusă din mai multe operații simple (definirea fiecarui separator, cuple, etc. a postului de transformare).Fiecare operație trebuie să fie deschisă și ȋnchisă pentru a putea fi considerată corectă și completă.
Operația de actualizare prevede o activitate de control a bazei de date cu modificarile efectuate ȋn configurare. Dupa completarea controlului bazei de date, poate fi cerută actualizarea modificărilor de configurare.
ARHITECTURA TERMINALELOR DE TELECONTROL
Arhitectura RTU pentru rețeau de ȊT
RTU-ul pentru rețeau de ȊT comunică cu aparatele centrale ale sistemului SCADA pentru:
trimiterea spre echipamentele primare din stațiile de transformare ale telecomenzilor primite de la centrul operativ;
achiziționarea și prezentarea la centru operativ a informațiilor despre starea dispozitivelor de acționare și a dispozitivelor de protecție și control din instalații;
furnizarea la centru operativ a valorii măsurărilor analogice ce provin din stația electrică;
gestionarea unui număr mare de semnalizări, de telecomenzi și de telemăsură, suficiente pentru a gestiona telecontrolul unei stații de trasformare.
Trebuie să fie compus din urmatoarele blocuri funcționale distincte:
modulul de teleoperații pentru achiziția semnalizărilor și a măsurilor, efectuarea comenzilor și interfața cu echipamentul primar din teren;
modulul de elaborare pentru generarea informațiilor sintetice și pentru realizarea funcțiilor de automatizări locale și de deconectare a sarcinilor ce se transmit la Sistemul Central;
modulul DTE, pentru toate funcțiile referitoare la comunicație;
modul de gestionare ale dispozitivelor din teren care comunica prin intermediul interfetelor seriale (optiunea B);
modul de comenzi speciale.
Figura 2.5 – Blocuri funcționare RTU rețea ȊT
Modulele de mai sus trebuie să fie legate ȋntre ele prin intermediul unei magistrale sau a unei rețele LAN de tip standard. Modulul opțional de administrare a comunicațiilor prin interfețe seriale este alcătuit dintr-o placă de comunicare cu protocol IEC870-5-103. Ȋn ceea ce privește modulul de teleoperațiuni și cel de elaborare, se pot folosi conectori cu pini pentru achiziția/ preluarea datelor. Ȋn ceea ce priveste dispunerea conectorilor și cea a semnalelor, măsurilor și comenzilor pe pini diferiți ai fiecărui conector, modulul de teleoperațiuni va avea o configurație de default, ȋnsa semnificația fiecarui pin de pe fiecare conector ȋn parte trebuie să poata fi configurabilă prin intermediul unui PC portabil de configurare/programare. Astfel nu este necesar să se prevadă ulterior conectori sau pini pentru telecomenzi, telesemnalizări și telemăsură, deoarece fiecare conector este prevazut cu pini suplimentari pentru “semnălizari/ comenzi disponibile”. Fiecare comanda de la RTU, trebuie să fie transmisă ȋn teren prin intermediul releelor cu contacte libere de potențial, iar conductoarele trebuie să poată suporta un curent continuu de 5A și tensiunea de 220V; releele trebuie să aibă următoarele caracteristici:
curent nominal la contacte: 5 A;
izolația ȋntre bobine și contacte: 3 kV;
puterea de ȋntrerupere: 0.2 A cu L/R=40 ms la 220 Vcc.;
durata: 1×105 manevre cu putere nominală la ȋntrerupere.
Releele trebuie să poata fi activate sau dezactivate de un comutator extern “Activare telecomenzi” acționat de comutatorul “Local/Telecomanda” din instalație, care activează telesemnalul pe conectorul cu pinul dedicat “Control comenzi”. Trebuie să fie asigurată siguranța la execuția și controlul comenzii prin 3 faze:
pregatirea comenzii;
pre-activare comenzii ;
executia propriu-zisă.
Intrările de semnale digitale ale RTU-ului trebuie să fie programabile, iar durata de menținere a semnalelor de intrare necesar pentru activarea trebuie să fie programabil pentru fiecare intrare. Mărimile analogice la intrare pot avea urmatoarele domenii: ± 5 mA ± 20% sau 4÷20 mA. Fiecare intrare va fi protejată la suprasarcină cu valori care depașesc cu 20 % valoarea maximă programată. Rezoluția conversiei analog-digitală trebuie să fie ≥ 12 bit (peste intregul domeniu al intrarilor); precizia intregului lanț de conversie trebuie să fie ≤ 0,5%. Toate intrarile analogice ale RTU trebuie să fie analizate cel puțin o dată pe secundă. Datele furnizate de RTU vor fi utilizate pentru actualizarea măsurilor instantanee pe care Centrul le vizualizează, trebuie de asemenea să memorizeze și să transmită Centrului valori medii la 5 minute ale măsurilor primite din teren. Sistemul este capabil să calculeze și să transforme printr-un convertor corespunzător:
tensiuni de linie,
curenți de linie (ieșire pozitivă pentru curenții ieșiți din bare și negativă pentru curenții de intrare)
puterea activă (P) și reactivă (Q) ce tranzitează linia evaluată în toate cele trei faze (ieșire pozitivă pentru puteri ieșite din bare și negativă pentru cele de intrare),
Măsurările referitoare la Urs, Ir, P, Q vor trebui să fie puse la dispoziție, prin ieșiri analogice ce trebuie conectate la RTU.
În tabelul de mai jos sunt prezentate cele mai importante date cu privire la ieșirile analogice ale convertoarelor:
Tabel 2.2: Mărimi analogice convertoarelor
Măsurarea puterii active se va face utilizând schema Aron iar măsurarea puterii reactive utilizând schema Barbagelata. Mai jos sunt prezentate principalele tipuri de informații la care se pot adăuga altele în funcție de cerințele OD.
Tabel 2.3 – Informații preluate în sistemul SCADA
Arhitectura RTU pentru rețeau de MT
RTU pentru rețeau de MT asigură:
gestiunea schemei rețelei de MT;
gestiunea alarmelor și a schimbărilor de stare a echipamentelor primare;
telecomandarea ȋntreruptoarelor/separatoarelor de sarcină motorizate din rețeau de MT;
gestiunea automatizării rețelei de MT.
RTU pentru rețeau de MT:
comunică cu echipamentele centrale – transmit spre echipamentele primare din teren, telecomenzile primite de la centrul operativ;
constată starea echipamentelor primare, starea RTU-lui din teren
înregistrează intervenția detectoare de defect, instalate pe celule de linie din posturile de transformare/ sepatoare de stâlp și le memorează împreună cu data/ora apariției, punându-le la dispoziția centrului operativ;
pune în practică proceduri automate pentru selectarea tronsonului defect;
primește măsurătorile din teren (temperatura internă a postului, curent, tensiune, etc.) și le pune la dispoziția centrului operativ.
Legătura cu RTU-ul care gestionează un post de transformare/ separator de stâlp poate fi instaurată:
la cererea explicită de la centrul operativ pentru un RTU sau pentru toate RTU-urile unui ax de linie;
la cererea din partea sistemului în mod automat periodic, cu perioade configurabile ;
la cererea din partea sistemului în mod automat aperiodic dupa evenimente particulare, depistate pe rețeaua electrică ce presupune o variație a stării dispozitivelor de acționare periferice: “declanșări”, “deschideri” și “închideri”.
în cazul activării funcției de transmitere semnalizări spontane, RTU în prezenta evenimentelor transmite imediat la centru operativ.
RTU-ul pentru rețeau de MT este alcătuită din trei module funcționale distincte:
modulul de teleoperații, include și modulul de elaborare, pentru achiziția semnalizărilor și a măsurilor, efectuarea comenzilor și interfața cu echipamentul primar din teren;
modulul de alimentare ȋn curent continuu, cuprinzând redresor și acumulatori;
modulul de telecomunicații, include și echipamentul de recepție/transmisie DCE.
Figura 2.6 – Blocuri funcționare RTU rețea MT
Enel,Ghid tehnic pentru telecontrolul posturilor de transformare și IMS de stâlp in retelele electrice
de medie tensiune, Specificație tehnică, Romania, 2008, pp. 10.
Modulul de teleoperații este echipat cu cleme și conectori de interfață cu echipamentele din teren. Modulul de teleoperații mai este echipat și cu:
un comutator Local/ Telecontrol pentru comandarea echipamentelor primare local sau de la distantă;
LED-uri de diagnosticare;
buton pentru resetare;
interfață pentru programarea locală;
un conector pentru conectarea DCE.
Caracteristicile modulelor de comandă, a intrărilor digitale, a circuitelor de ȋnregistrare a măsurilor și a convertoarelor analog digitale trebuie să corespundă cu caracteristicile modulelor de comandă ale RTU –urilor rețelelor de ȊT. Modulul de teleoperațiuni este alimentat printr-o sursa de alimentare/încărcător de baterie de 24V -15%, +20%, prevăzută cu circuite dotate cu protecție împotriva inversării polarității. Redresorul trebuie să poată fi alimentat, în curent alternativ monofazat, atât la 100V printr-un transformator de tensiune derivat de la rețeaua MT dar și la 230 V din rețeaua JT și trebuie să fie format dintr-un transformator de alimentare și de izolare la 50 Hz/60 Hz, punte redresoare, ansamblu de reglare și stabilizare și cu posibilitate de decuplare a bateriei. Tensiunile de rețea, ale sursei de alimentare și ale bateriei trebuie să fie continuu monitorizate prin circuite electronice care, trebuie să aibă următoarele funcții:
generarea unei semnalizări locale/distanță de tip „lipsa curent altenativ” atunci cand tensiunea de alimentare la 230 Vca (Vn) va avea valoarea de ≤ 20%Vn ±10% pentru o durata de ≥200ms±10%;
generarea unei semnalizări locale/distanță de tip „ Vcc mică“, atunci când tensiunea bateriei are o valoare ≤23.5V ±1% pentru o durata de 30s ±10%;
generarea unei semnalizări locale/distanță de tip „ Vcc mare/avarie redresor“, cu ȋntreruperea alimentării în c.a., când tensiunea măsurată pe redresor, înainte de dioda de decuplare, ajunge la valoarea ≥29,1 V ±10% pentru o durată ≥ 5sec ±10%;
generarea unei semnalizări locale/distanță de tip „anomalie baterie “,atunci când testul de eficiență a bateriei înregistrează un rezultat negativ. Această alarmă trebuie să poată fi reactivată numai manual, prin apăsarea butonului “RESET“.
Sursa de alimentare trebuie să furnizeze modulul de telecomunicații DCE, o alimentare ȋn curent continuu, și daca e nevoie și la altă tensiune; de exemplu la 12Vcc. ±10%, izolată față de cea a modulului sursă (24Vcc.) prin interpunerea unui convertor DC/DC, RTU va putea interacționa cu sistemul central adoptând unul dintre următoarele două protocoale de comunicare:
SR EN 60870-5-101 la port serial RS232;
SR EN 60870-5-104 la port ethernet sau la port serial RS232.
Figura 2.7 – Schema bloc modul de telecomunicații
În partea de jos a structurii modulului de telecomunicații există un conector de tip IS0 DIN 41652 (conectro serial DB9) cu următoarele semnale:
Tabel 2.4 – Semnalele conectorului DB 9
Pentru interschimbul de date între RTU și modulul de telecomunicații trebuie să se respecte următoarele:
viteza datelor de referință: minim 9600bps – maxim 128Kbps, în cazul în care alte sisteme de transmisie și tehnologii utilizate permit acest lucru;
format date: caracter asincron, 1 bit de start, 8 biti de date, nicio paritate, 1 bit de stop;
controlul fluxului: software prin intermediul folosirii caracterelor DC1 – DC3 (XON – XOFF) și hardware prin intermediul utilizării circuitelor C.106 (CTS) și C.105 (RTS).
Modulul de telecomunicații trebuie să garanteze următoarele:
transmisia de date, în condiții de exploatare, în mod bidirecțional;
gestionarea numărului limitat de utilizatori;
posibilitatea de trimitere periodică de SMS;
conexiunea locală/distanță a terminalul pentru modificarea modului de operare, actualizarea listelor apelanților abilitați, actualizarea de soft, detectarea gradului de acoperire a rețelei celulare.
REPREZENTARE REȚEA DE DISTRIBUȚIE ȊN SCADA
Vederea de detaliu a liniei electrice ȊT
În stațiile electrice de transformare de ȊT se vor utiliza protecții numerice care vor asigura și transmiterea informațiilor din instalațiile energetice, stările echipamentelor de comutație primare, starea automatizărilor dar și valoarea mărimilor analogice (P, Q, U, I). Acestea vor utiliza ca protocol de comunicație standand.Totodată trebuie să permită executarea comenzilor în timp real de la stația operativă către elementele de comutație în condiții de siguranta.
Figura 2.8 – Vederea de detaliu linie electrică ȊT
Scopul acestui ecran este de a prezenta în detaliu circuitul electric al unei linii electrice de ȊT. Permite efectuarea de manevre, dispunând de toate informațiile necesare pentru a lua decizii. În cazul în care niciun operator nu este logat, sistemul funcționează numai ȋn modul “vizualizare”, comenzile nefiind disponibile.
Vederea de detaliu transformator ȊT/MT
Scopul acestui ecran este de a:
prezenta în detaliu circuitul electric al celulei;
prezenta casetelor cu alarme aferente celulei de transformator;
permite efectuarea de manevre, dispunând de toate informațiile necesare pentru a lua decizii.
Figura 2.9 – Vederea de detaliu transformator ȊT/MT
Comenzile disponibile în acest ecran:
controlul întreruptoarelor, separatoarelor și separatoarelor de legare la pămănt.
controlul comutatorului de ploturi.
Vederea de detaliu cuplă transversală ȊT
Scopul acestui ecran este de a:
prezenta în detaliu circuitul electric al celulei;
permite efectuarea de manevre, dispunând de toate informațiile necesare pentru a lua decizii.
Figura 2.10 – Vederea de detaliu cuplă transversală ȊT
Comenzile disponibile în acest ecran:
controlul întreruptoarelor, separatoarelor și separatoarelor de legare la pămănt.
controlul din casetele de stări și comenzi.
Vedere de detaliu celula MT
Scopul acestui ecran este de a:
prezenta în detaliu circuitul electric al celulei;
prezenta casetelor cu alarme aferente celulei de linie;
permite efectuarea de manevre, dispunând de toate informațiile necesare pentru a lua decizii.
Figura 2.11 – Vederea de detaliu linie MT
Comenzile disponibile în acest ecran:
controlul întreruptoarelor, separatoarelor și separatoarelor de legare la pămănt;
controlul stării automatizării tip RAR;
controlul stării automatizării tip DASf;
Tabel 2.5 – Mărimile analogice afișate ȋn SCADA
Tabel 2.6 – Informații și simboluri grafice afișate ȋn SCADA
Rețeaua electrică de înaltă tensiune telecontrolată este reprezentată la diferite niveluri de detaliu:
schema generală -prezintă informațiile de sinteză pentru stațiile de transformare dintr-o anumita zonă;
schema topologică – prezintă topologia rețelei electrice de ȊT;
schema stației de transformare – prezintă toate elementele din stația de transformare telecontrolată;
schema celulei -prezintă informații legate de celula telecontrolată.
Figura 2.12 – Vedere rețea electrică de ȊT în SCADA
Rețeaua electrică de MT telecontrolată este reprezentată ȋn diferite niveluri de detaliu:
schema generală -prezintă informațiile de sinteză pentru stațiile de transformare dintr-o anumită zonă;
schema topologică – prezintă topologia rețelei electrice de medie tensiune;
schema stației de transformare – prezintă toate elementele din stația de transformare telecontrolată;
schema celulei – prezintă informații legate de celula telecontrolată;
schema unui post de transformare – prezintă informații legate de celulele de linie telecontrolate.
Figura 2.13 – Vedere rețea electrică de MT în SCADA
PROCESUL DE MONITORIZARE ÎN SISTEMUL SCADA A ENERGIEI ELECTRICE
Stările întreruptoarelor și separatoarelor aferente rețelei electrice monitorizate, valorile mărimilor de tensiuni, curenti etc. sunt permanent cunoscute. Acest lucru îmbunătățește activitatea, prin vizualizarea în timp real a informațiilor disponibile. Sistemul SCADA gestionează și o arhivă a stărilor echipamentelor și a măsurătorilor parametrilor din rețelele electrice, punând la dispoziție informații necesare atât asupra stării ȋn timp real al retelei, cât și analize de prevenire a avariilor sau post-avarie. Evenimentele sunt memorate cronologic în timp și spațiu, fiind prezentate în ordine cronologică, grupate pe nodul sursă al rețelei electrice. Sistemul urmărește cu deosebire: claritatea și precizia prezentării informațiilor despre modificările survenite în funcționarea retelei electrice, siguranță în obținerea informațiilor.Toate aceste informații sunt bazate pe utilizarea unei interfețe grafice simple. Selectând valoarea mărimii măsurate pe schema telecontrolată, va aparea următoarea fereastră:
Figura 2.14 – Fereastra de citire măsură curent în SCADA
Selectând "Desfășurare măsură" și apasând butonul EXECUTĂ, sistemul prezintă un grafic pe care este prezentată desfasurarea măsurii selectate în cursul zilei, putând fi actualizat de câte ori este nevoie. Selectând "Diagrama săptamânală" și apasând butonul EXECUTĂ, sistemul prezintă un grafic care arată, pentru fiecare măsură în cauză, diagramele și parametrii statistici referitori la 15 zile.
Figura 2.15 – Măsură curent detaliată
Ȋn figura de mai sus, observam un vârf de curent ȋntr-o perioadă scurtă de timp. Acest lucru este generat de trecerea consumului pe această linie pe o perioadă scurtă de timp. Secțiunea referitoare la diagrame este comună pentru toate tipurile de măsură, în timp ce secțiunea referitoare la parametri statistici este diferențiată dupa cum urmează:
Pentru valori măsurate de tensiune:
pentru fiecare zi este vizualizată;
diagrama desfășurării măsurii în timpul zilei;
valoarea maximă zilnică a tensiunii și ora respectivă;
valoarea minimă zilnică a tensiunii și ora respectivă;
valoarea medie zilnică a tensiunii.
Pentru valori măsurate de curent:
pentru fiecare zi este vizualizată:
diagrama desfășurării măsurii în timpul zilei;
valoarea maximă zilnică a curentului și ora respectivă;
valoarea medie zilnică a curentului;
Parametrii statistici prezentați sunt:
valoarea maximă zilnică a puterii active și ora respectivă;
valoarea medie zilnică a puterii active;
coeficientul de utilizare;
Coeficientul de utilizare, se obține utilizând formula:
(2.1)
unde: NC = număr de valori medii al măsurii, identificate la fiecare zece minute,
de valoare superioară sau egală cu valoarea medie zilnică.
Factorul de putere, se obține utilizând formula:
(2.2)
unde: (Pmed)z si (Qmed)z sunt respectiv puterea activă și puterea reactivă medie zilnică
Sistemul SCADA recunoaște stările de funcționare necorespunzătoare ale echipamentelor din rețelele electrice (suprasarcini, nivele de tensiune în afara limitelor, acționarea sistemelor de protecție și automatizări, modificarea nedorită a stării întreruptoarelor și separatoarelor, etc.) și avertizează optic și acustic asupra celor întâmplate realizând astfel funcția de informare. În scopul optimizării functionării rețelelor electrice se înregistreaza circulația de puteri. Aceste informații sunt folosite la o mai bună planificare a regimurilor de funcționare a rețelei precum și la reglarea tensiunii transformatoarelor din sistemul energetic. Sistemul permite:
controlul automat al tensiunii și curentului pe fiecare plecare;
Aceaste funcții se folosesc pentru a păstra tensiunile între anumite limite, prin controlul direct asupra ploturilor transformatoarelor din stațiile de transformare cât si pentru a nu depași valorile admise de curent pe fiecare plecare .
calculul circulației de puteri;
Acestă funcție permite studiul circulațiilor de puteri pentru anumite zone selectate. Funcția se execută și în timp real, putându-se stabili și circulațiile linie cu linie. Rezultatele calculelor se pot utiliza pentru o nouă configurație sau extindere de rețea cât și în procesul de monitorizare a rețelei. Prin urmare, un sistem modern de rețele de distribuție a energieie electrice trebuie să poată efectua 365 de zile pe an și 24 de ore pe zi, chiar și în timpul orelor de vârf, continuitatea serciciului conform standardelor către clienți. Având în vedere mărimea extinsă a rețelelor de distribuție, acest lucru poate fi realizat numai prin intermediul unui sistem adecvat de monitorizare și control bazat pe calculator, precum și prin distribuția și măsurarea eficientă .
REGIMURI DE FUNCȚIONARE ALE REȚELELOR ELECTRICE DE DISTRIBUȚIE DE MEDIE TENSIUNE
INTRODUCERE
Rețelele de MT de distribuție sunt exploatate în mod radial cu posibilitate de alimentare din altă sursă, unde există legături care sunt în mod uzual deschise, care se reconfigurează în caz de lucrări programate, defecte pentru a asigura continuitatea serviciului de distribuție. În rețelele MT sunt cu predilecție răspândite trei valori de tensiune de exploatare: 6 kV, 10 kV și 20 kV. Frecvența nominală (fn) este de 50 Hz. Prin regimul de funcționare al unei rețele electrice se întelege starea actuală a rețelei caracterizată de calitatea energiei electrice și de continuitatea alimentării cu energie electrică. Calculul regimurilor de funcționare este de importanță majoră deorece cunoscând sarcina pe care o transportă rețeaua și caracteristicile de material ale conductoarelor și transformatoarelor aferente trebuie să se asigure parametrii de calitate ai energiei furnizate indiferent de configurația rețelei. Astfel, ȋn funcție de condițiile meteorologice, de indisponibilități, de avarii, de lucrări ȋn rețea ȋntâlnim regimul de funcționare normal, de sarcină maximă/minimă, de avarie.etc
Tabel 3.1 – Clasificare regimurilor de funcționare ale rețelelor electrice
Ȋn exploatarea rețelelor electrice, ȋn funcție sarcina transportată, de importanța clientului, dar și de solicitarea și comportarea elementelor componente ale rețelei electrice de distribuție, se evidențiază următoarele regimuri de funcționare:
regimul normal de funcționare;
regimul tranzitoriu de scurta durată;
regim de avarie.
Regimul normal de funcționare este un regim de lungă durată, în care parametrii rețelei electrice au valori apropiate de cele nominale, chiar dacă se modifică lent curba de sarcină a consumatorilor. Este un regim sigur ȋn funcționare, dorit in permanență de OD pentru un serviciu de distribuție de calitate. Reprezintă regimul de bază, de siguranță ȋn exploatare care stă la baza celorlalte regimuri când se pune problema de solicitările maxime admisibile, calitatea energiei furnizate, economicitatea funcționarii etc. Regimul tranzitoriu lent este un regim de scurtă durată normal/ avarie care cuprinde configurări tranzitorii între două regimuri. Aceste regimuri tranzitorii pot fi lente sau rapide, determinate de modificări/revenirea la regimuri de funcționare în funcție de configurația rețelelor de distribuție dorite prin conectarea/deconectarea unor echipamente primare (linii, transformatoare, baterii de compensare etc.), revenire la configuarație normală dupa un regim de avarie, trecerea comsumului de pe un transformator pe altul,trecerea de la funcționarea în sarcină la funcționarea în gol a unor linii electrice și invers etc.Regimul de avarie este regimul care modifică funcționarea normală în urma unei avarii de natură electrică sau mecanică la unul din elementele componente ale rețelei electrice. Determină astfel în elementele componente ale rețelei, curenți de scurtcircuit, scaderea tensiunii în nodurile rețelei sau apariția unor supratensiuni. Aceste regimuri sunt provocate de: scurtcircuite, puneri la pamânt, ruperea conductoarelor electrice, ȋmbătrânirea izolației, furturi, etc.
TRATAREA NEUTRULUI ÎN REȚELELE ELECTRICE
În exploatarea normală în regim sinusoidal simetric al rețelei electrice, modul de legare la pământ a neutrului nu are influență asupra potențialului acestuia care rezultă egal cu cel al pământului. Modul de tratare al neutrului influențează însǎ în mod semnificativ valorile tensiunilor și ale curenților în caz de funcționări asimetrice și în special în timpul defectelor de punere la pământ. Uneori, apar defecte intermitente datorită deteriorării izolației sau ca rezultat al pătrunderii apei în mansoanele cablurilor sau atingerii conductorului cu solul în rețelele aeriene. Astfel de defecte fie dispar repede, fie evoluează în defecte grave. De modul cum este tratat neutrul depinde forma de manifestare a acestui fenomen, comportarea rețelelor electrice în perioada cât durează defectul, consecințele asupra instalațiilor energetice, cât și asupra alimentării cu energie electrică a consumatorilor. Putem spune că și modul de tratare a neutrului rețelelor de MT constituie unul din factorii care contribuie la continuitatea alimentarii cu energie electrică a consumatorilor. De asemenea alegerea modului de tratare a neutrului conduce la un impact major asupra planificării și funcționării sistemului de alimentare cu energie electrică. În timp ce la rețelele de transport de ÎT și la rețelele de distribuție ÎT și JT este aproape generalizată folosirea neutrului legat direct la pământ – supradimensionarea izolației transformatorului ar fi prea costisitoare în retelele de ÎT; iar la nivelu de JT, neutrul se leagă la pământ din motive de protecție a personalului dar și pentru protecția receptoarelor monofazate – însă în rețelele electrice de MT nu există o soluție unică în alegerea stării neutrului. În ciuda unei scheme generale de protecție comune utilizată ȋn rețelele de distribuție, care poate fi extrapolată ȋn majoritatea țărilor, pot fi observate unele diferențe generale. Iată principalele teme care pot genera diferențe între practicile fiecărei țări
funcțiile dezvoltate în cadrul schemei de protecție: de exemplu, unele țări permit funcționarea ȋn funcție de curentul de defect, în timp ce altele preferă să elimine orice defecțiune din rețeaua de distribuție;
modul de tratare al neutrului (legat direct la pamânt, izolat, tratat prin rezistență, compensat);
structura rețelei (buclată sau radială);
legislație națională de reglementare;
nivelul de tensiune utilizat de OD;
tipurile de protecție utilizate în rețeaua de distribuție
configurațiile funcțiilor de protecție (praguri, temporizări ), care depind de reglementările tehnice ȋn viguare din țara respectivă.
Conform normativelor în vigoare, dacă curentul capacitiv de punere la pamânt al rețelei electrice legate galvanic are o valoare mai mare de 10A, se impune tratarea neutrului rețelelor electrice. Dacă neutrul este legat prin intermediul unor impedanțe la un electrod de legare la pământ de rezistență joasă se spune că neutrul este legat “direct la pământ”; dacă în schimb nu există conexiuni intenționate între neutru și pământ este vorba de “ neutru izolat”. Soluțiile intermediare prevăd inserarea între neutru și pământ a unor impedanțe total inductive, rezistive sau inductiv-rezistive. Trebuie să se ține cont că:
autostingerea unui defect implică eliminarea unui defect tranzitoriu (care altfel s-ar rezolva cu o declanșare rapidă a întrerupătorului de linie);
reducerea probabilităților de evoluție a defectelor de la defecte monofazate la defecte polifazate obținând reducerea duratei întreruperilor.
Tabel 3.2- Modul de tratare a neutrului în rețeua de MT pe plan internațional
Joint Working Group B5/C6.26/CIRED, Protection of Distribution Systems with Distributed
Energy Resources, Austria, 2015, pp 23
La începutul funcționării rețelei electrice de distribuție de MT, neutrul era tratat prin bobină de stingere. În exploatarea rețelei au apărut urmatoarele probleme:
depistarea defectului necesita timp când nu era o punere la pământ netă, cu un curent de scurtcircuit de valoare mare;
instalația de realizare a acordului automat la bobină nu funcționa foarte bine;
acordul manual al bobinei dura;
protecțiile nu erau selective la curenți mici de punere la pamânt.
Folosirea cablurilor cu izolație de policlorură de vinil (PVC) în rețelele electrice de 6-10 kV a condus la două situații nefavorabile din punct de vedere al sistemului de compensare în special, în rețeaua urbană de MT:
creșterea curentului capacitiv al rețelei;
creșterea curentului activ de pierderi.
Valoarea mare a curentului de pierderi active a putut compromite însuși principiul compensării, deoarece curentul rezidual care până atunci fusese de ordinul 1-2% din curentul compensat, a crescut la 20-30%. În aceste condiții compensarea la rezonanță nu mai putea asigura stingerea arcului de punere la pământ, ceea ce însemna menținerea de supratensiuni, cu consecințe asupra izolației rețelei. Având în vedere aceste dezavantaje, s-a trecut la adoptarea soluției de tratare prin rezistență a neutrului retelelor de MT. Această soluție prezintă următoarele avantaje față de varianta cu neutrul tratat prin bobina de stingere:
reducerea pericolului de electrocutare prin deconectarea rapidă a liniilor electrice în cazul defectelor monofazate;
eliminarea defectelor multiple prin deconectarea rapidă a defectelor monofazate;
reducerea suprasolicitării echipamentului electric prin eliminarea supratensiunilor de lungă durată.
S-a ales solutia unei rezistențe de valoare mică și cu valoare mare a curentului de defect pentru a nu avea supratensiuni mari în rețea. S-a îmbunatățit instalația de punere la pământ în rețeaua de MT (valoarea rezistenței de punere la pamânt în posturile de transformare <1Ω). Toate cablurile de MT sunt cu mantaua legată la pământ. Aplicarea soluției de tratare a neutrului prin rezistență a confirmat randamentul preconizat, mai ales în cazul rețelelor de medie tensiune în cablu, însa în cazul rețelelor electrice aeriene această soluție prezintă un dezavantaj major prin desele întreruperi în alimentarea consumatorilor datorită defectelor trecatoare din rețeaua electrică aeriană. Protecțiile aferente liniilor electrice aeriene acționeaza chiar dacă defectul este trecător, iar prin utilizarea automatizări de tip RAR se reduce doar durata de întrerupere ( sub 1 minut). Aceste întreruperi scurte sunt resimtite la consumatorul final, mai ales în cazul echipamentelor electronice sensibile la supratensiuni și goluri de tensiune, afectând astfel activitatea consumatorului. OD are în vedere în prezent utilizarea unor soluții de tratare a neutrului rețelelor de MT și soluții de protecții prin relee și automatizări asociate, care să permită atât eliminarea defectelor trecătoare fără întreruperea în alimentare a consumatorilor cât și detectarea și deconectarea rapidă și selectivă a elementelor de rețea cu defecte monofazate permanente. În alegerea modului de tratare a neutrului trebuie să se țină cont și de urmatoarele aspecte:
numărul de întreruperi datorate defectelor monofazate;
tipul de linii ( linii în cablu, aeriene sau mixte);
cauze ale defectelor (descărcări atmosferice, îmbătrinirea izolației, loviri accidentale);
importanța alimentării clienților ( spitale, ambasade, municipii);
lungimea liniei de MT;
valoarea curentului de defect;
dispozitivele de protecție existente pentru depistarea defectelor.
Odata cu liberalizarea distribuției energiei electrice, noii Operatori de Distribuție au adus metode noi de tratare a neutrului. Pe baza experienței acumulate în Italia, începînd din anul 2006, Enel a introdus în Romania sisteme moderne pentru îmbunătățirea calității serviciului de distribuție. Printre activitățile planificate în acest scop sunt și proiectele "Petersen" și "Automatizare" iar rezultatele sunt conform așteptărilor. Prin proiectul "Petersen" s-a introdus un nou sistem de tratare a neutrului și anume printr-o impedanță (bobină de stigere + rezistor în paralel). Defectele monofazate, de punere la pământ a fazelor în rețelele ÎT și MT sunt cele mai frecvente (aproximativ 2/3 din total).
Principalele implicații ale acestora sunt următoarele:
inducerea unor forțe electromotoare în circuitele de telecomunicație adiacente;
necesitatea de adaptare a dimensionării prizelor de pământ destinate dispersiei curenților de defect;
posibilitatea afectării directe sau indirecte a structurilor metalice adiacente instalațiilor de putere;
daune în locul de defect;
supraîncălzirea conductoarelor supuse curentului de defect;
eforturi electrodinamice în aparatele afectate de defect;
căderi de tensiune pe rețea.
PRINCIPII DE TRATARE A NEUTRULUI MT LEGAT LA PĂMÂNT PRIN SISTEM PETERSEN (NEUTRU COMPENSAT)
Tratarea neutrului în rețelele electrice de distribuție prin montarea sistemului Petersen între neutrul transformatorului și pământ, la un defect cu pamantul pe o line, face în primul rând să circule în punctul de defect un curent inductiv care compensează curentul capacitiv de punere la pământ al fazelor sănătoase astfel încât arcul electric produs la locul de defect să nu persiste, iar ȋn al doilea rând daca defectul persistă prin intermediul rezisțentei este identificată și deconectată linia cu defect. Tratarea neutrului MT prin intermediul sistemului Petersen (bobina de stingere în paralel cu rezistență), denumita în general tratare cu neutru compensat, este prezentat mai jos:
Figura 3.1 – Rețea de MT cu neutru compensat
În figura de mai sus, sistemul de legare la pământ a neutrului este reprezentat printr-o impedanță echivalentă ZN care ține cont și de impedanța homopolară a TFN-lui care este racordat pe bara de MT într-o celulă distinctă. Pe durata defectului monofazat la pământ, impedanța de legare la pământ a neutrului este traversată de:
o componentă inductivă de curent IL la 900 înaintea tensiunii neutrului UN (-UR );
o componentă rezistivă de curent IR opusa față de tensiunea neutrului UN (-UR).
Curentul IL este în opoziție de fază față de curentul capacitiv IC (cu 900 în față) care se creează datorită capacităților rețelei, și deci are tendința de a îl „compensa”. Se vorbește de „compensare exactă” atunci când curentul IL este egal și opus curentului de defect aferent cazului cu neutru izolat (deci egal cu IC); rețeaua este considerată subcompensată sau supracompensată, respectiv când curentul IL este inferior sau superior curentului de defect mai sus menționat.
Figura 3.2 – Diagrama vectorială cu neutru compensat
Gradul de compensare este definit de expresia:
(3.1)
Cum exploatarea rețelei este de asemenea natură încât să permită o compensare aproape de 100%, se poate afirma, în general, că tratarea cu neutru compensat permite reducerea valorii curentului de punere la pământ. Acest efect reprezintă unul dintre principalele avantaje ale acestei modalități de legare la pământ. În general, modalitatea de exploatare a rețelei electrice cu neutrului compensat permite, față de cea cu neutru izolat, să se obțină următoarele obiective:
limitarea curentului de punere la pământ favorizând, în același timp, dimensionarea instalațiilor de legare la pământ a posturilor de transformare MT/JT;
reducerea riscurilor de apariție a arcului electric intermitent;
creșterea probabilității de autostingere a defectelor monofazate, evitând deconectarea întrerupătorului liniei.
PRINCIPII DE TRATARE A NEUTRULUI MT LEGAT LA PĂMÂNT PRIN REZISTENȚĂ
Tratarea neutrului MT legat la pământ prin intermediul unei rezistențe este o modalitate care a fost utilizată frecvent în rețelele MT de distribuție din România, cu dimensionări ale rezistenței care reducea curenții de punere la pământ la valori predefinite (ex. 300 A, 600 A, 1000 A, etc.). Este recomandat ca în viitor această modalitatea să se folosească doar pentru rețelele electrice de distribuție de MT de dimensiuni reduse și/sau preponderent aeriene (cu curenți capacitivi mici) limitând curentul de defect la pământ la valori de ordinul zecilor de amperi.Principiul de funcționare în cazul tratării neutrului rețelei de MT prin rezistență poate să fie văzut ca un caz special al neutrului compensat în care, pe durata defectelor cu pământul, se manifestă în rețea o componentă IR de curent în opoziție cu tensiunea homopolară.Soluția rezultă clar a fi mai simplă și economică față de compensarea cu bobină de stingere. Prin tratarea cu rezistență nu s-a realizat o scădere a curentului de defect care este tipică pentru neutrul compensat totuși, se pot reduce supratensiunile tranzitorii și fenomenele de arc electric intermitent.
Figura 3.3 – Diagrama vectorială
cu neutru legat la pământ prin rezistență.
COMPARAȚIE ÎNTRE DIFERITELE MODALITĂȚI DE TRATARE A NEUTRULUI MT
Curentul capacitive de punere la pământ
Modalitatea de legare la pământ a neutrului într-o rețea de MT are un efect major asupra curentului de punere la pământ, asupra supratensiunilor tranzitorii și asupra fenomenelor de stingere/ reaprindere a arcului electric. Într-o rețea MT cu neutrul compensat reducerea curentului capacitiv de punere la pământ facilitează dimensionarea instalațiilor de legare la pământ din rețeaua electrică de distribuție; în plus, crește probabilitatea de autostingere a arcului de defect înainte de deconectarea întreruptorului linie, cu reducerea numărului de întreruperi pentru clienți. Într-o rețea MT cu neutrul legat la pământ prin rezistență, nu există efectul reducerii curentului capacitiv de punere la pământ, dimpotrivă curentul crește datorită componentei rezistive a curentului de punere la pământ generată de rezistența neutrului.
Arcul electric intermitent și supratensiunile
Supratensiunile în rețelele MT, ca urmare a unei defect homopolar, le includ atât pe cele care se manifesta pe fazele sănătoase la apariția fenomenului, cât și pe cele de pe faza cu defect la eliminarea defectului, prin autostingerea arcului sau prin declanșarea liniei ca urmare a intervenției protecțiilor.Tratarea retelei de MT cu neutrul compensat are, în special, efect de limitare a reaprinderii arcului electric, deoarece tensiunea pe faza defectă nu ajunge, după stingerea arcului electric, nivelul de străpungere al izolației.Trebuie ținut cont că stingerea arcurilor electrice în aer depinde de valoarea curentului la locul de defect. Capacitatea de autostingere în cazul izolarii în aer este mai mare în sistemele cu neutrul compensat datorită:
curentului mai mic la locul de defect, datorat compensării;
faptului că impedanța de legare la pământ a neutrului limitează în mod decisiv tensiunea de alimentare a arcului electric;
Figura 3.4 – Efectul tratarii neutrului într-o rețea MT asupra supratensiunilor
Se evidențiază că bobina de stingere are efect de atenuare a tensiunii. Limitarea reaprinderii arcului în aer persistă și atunci când compensarea curentului capacitiv de defect nu este completa (același lucru se aplică și în cazul rețelelor cu compensare doar parțială a curentului de defect). Tratarea neutrului prin sistem Petersen limitează supratensiunile provocate de arcul electric intermitent care duce astfel la reducerea numărului de defecte de izolație și deci la reducerea numărului de defecte polifazate .
Figura 3.5: Frecvența apariției arcului electric
Florin D. Andrei, Valentin Dogaru Ulieru, Ioan C. Salisteanu, Otilia Nedelcu,
Bogdan Salisteanu, Neutral point treatment in the medium voltage distribution
networks, International Multidisciplinary Scientific GeoConference, 2019,
Bulgaria, pp 349
În rețeaua electrică cu neutru compensat, durata arcului electric este de trei ori mai mică decât în rețeaua tratată cu bobină de stingere. În conformitate cu oscilogramele înregistrate, probabilitatea de reaprindere scade semnificativ. În consecință, prin acest mod de tratare se asigură auto-stingerea arcului electric și izolarea defectului.
COMPORTAMENTUL REȚELELOR TRATATE CU NEUTRU COMPENSAT
Într-o rețea de MT cu neutru compensat, există o serie de fenomene tranzitorii și de regim permanent legate de condiția de rezonanță între inductanța bobinei și capacitatea rețelei.Fenomenele care pot favoriza apariția unui efect de rezonanță sunt:
efectul nesimetriilor transformatorului ÎT/MT;
efectul nesimetriilor din rețeaua MT;
influența defectului homopolar în linie asupra mărimilor secției de bare care nu este afectată de defect;
efectele legate de magnetizarea transformatorului ÎT/MT (manevră de punere sub tensiune sau alimentare cu tensiune după eliminarea defectului pe partea ÎT);
efectele unui defect monofazat pe partea ÎT a transformatorului;
punerea în paralel între rețele MT cu diferite tratări ale neutrului;
prezența producatorilor de energie electrică în rețele MT.
Pentru compensarea curentului de defect în rețelele de MT cu neutru compensat trebuie să se facă referire la un circuit echivalent de secvența homopolară a rețelei MT. Pentru a obține un asemenea circuit se porneaște de la schema trifazată a rețelei MT indicată mai jos, care reprezintă rețeaua MT formată dintr-o sectie de bare din stația de transformare (exploatată cu neutru compensat) și mai multe linii de MT. În acest circuit se folosesc următoarele simplificări:
transformatorul ÎT/MT este reprezentat considerând fenomenele electromagnetice echivalente și impedanțele de scurtcircuit;
impedanța homopolară (văzută pe partea MT) a TFN este reprezentată direct pe conexiunea dintre neutrul MT a sistemului și legarea la pământ; componența echivalentă rezistență-bobină în paralel reprezintă impedanța echivalentă a întregului sistem;
liniile MT sunt reprezentate în mod simplificat și include toate celelalte linii într-o linie echivalentă;
parametrii „serie” ale liniilor (rezistență și inductanță) nu sunt luați în considerare față de parametrii transversali (capacitate și conductanță);
rețeaua este considerată cu curenți de sarcină simetrici.
Figura 3.6 – Rețea MT în condiții de defect homopolar cu rezistență de defect
Cu acestă ipoteză, circuitul echivalent de secvența homopolară a rețelei MT devine cel reprezentat mai jos:
Figura 3.7 – Circuit de secvența homopolara cu rezistența de defect
Unde : Cf = capacitatea homopolară a liniei supuse defectului,
Cs = capacitatea homopolară care corespunde restului de rețea fără defect;
U = tensiunea fazei prezente pe barele MT înainte de defect;
U = -UR – în caz de defect pe faza R.
În continuare sunt neglijabile componentele simetrice de tensiuni și curenți care, cu ocazia funcționării normale a rețelei, se suprapun celor homopolare, de asemenea conductanțele liniei G rezultă a fi neglijabile. Pentru circuitul de secvența homopolară avem:
tensiune homopolară definită ca fiind :
(3.2)
curentul rezidual definit pentru fiecare linie ca fiind:
(3.3)
Expresii ale mărimilor de rețea în timpul defectului homopolar
Pornind de la o schema a rețelei MT cu liniile n-1 neafectate de defect care sunt asimilate unei singure linii a cărei capacitate este suma capacităților fiecărei linii ȋn parte; ne putem deci raporta la cazul a două linii cu capacități diferite. De asemenea, se neglija impedantele ȋn serie ale liniilor (parametrii reactanța și rezistența) și conductanțele transversale care nu afectează ȋn mod semnificativ rezultatele analizei (valorilor rezistențelor de defect).Neutrul rezultă legat la pământ printr-o impedanță ZN, care include bobina de stingere, rezistența ȋn paralel, impedanța homopolara a transformatorului pentru punere la pământ, rezistența prizei de pământ din stația electrică. Impedanța ZN este, cu precădere, inductivă (unghi caracteristic > 80°) și ȋn cazul soluției cu rezistență ȋn paralel cu bobină. Se consideră C capacitatea totala pentru fiecare fază din intreaga rețea (n linii), Cf cea a liniei afectate de defect și Cs cea a tuturor liniilor rămase fără defect:
(3.4)
Se notează cu , contribuția liniei defecte:
(3.5)
Cu referire la Figura 3.6 ȋntre curenții de fază ai liniei defecte și cei ai liniei fără defect există următoarele relații, care se obțin usor egalizând caderile de tensiune fază-pământ pe capacitațile reprezentative ale liniilor ȋn schema adoptată:
(3.6)
În punctul neutru avem următoarea relație:
(3.7)
În timp ce pe cele trei faze ale liniei defecte avem relațiile:
(3.8)
Ținând seama ca UR+ US+ UT=0 se obține ecuația:
(3.9)
Folosind aceasta formulă se obține o relație între curentul de defect If și curentul din punctul neutru IN:
(3.10)
O a doua relație între cele două mărimi se obține ținând cont de faza R defectă sub forma:
(3.11)
Din ultimele doua formule se obțin expresiile:
(3.12)
Și pentru tensiunea în punctul neutru:
(3.13)
Pornind de la expresiile obținute acum, se obtin imediat tensiunile si curentii de faza cu ajutorul relatiilor:
(3.14)
Trecând la mărimile homopolare, se obține:
tensiunea homopolară:
(3.15)
curentul homopolar pe linia cu defect:
(3.16)
curentul homopolar pe liniile neafectate de defect:
(3.17)
curentul homopolar total:
(3.18)
Expresiile pentru cazul neutrului legat la pământ prin rezistență sunt evident aceleași în care se ia in considerare valoarea efectivă a ZN (se va ține seama că în acest caz ZN include rezistența de legare la pământ și impedanța homopolară a transformatorului folosit pentru legătura cu neutrul). Din expresiile generale găsite acum se pot deduce expresiile corespunzatoare pentru cazul cu neutru izolat, caz special față de cel anterior, unde impedanța pentru legarea la pământ a neutrului tinde către infinit (ZN →∞) :
tensiunea homopolară:
(3.19)
curentul homopolar pe linia cu defect:
(3.20)
curentul homopolar pe liniile neafectate de defect:
(3.21)
curentul homopolar total:
(3.22)
Cu o rețea de MT cu neutru compensat nu se modifică curenții liniilor sănătoase și nici pentru cele doua faze sănătoase ale liniei defecte (sunt ȋntotdeauna dați de impedanța capacitivă a liniei care are tensiune de faza). La curentul fazei defecte a liniei defecte se adaugă ȋn schimb, față de modul de tratare cu neutru izolat curenții IR și IL care afectează impedanța de punere la pământ. Din expresiile anterioare se deduc urmatoarele:
curentul homopolar al liniilor sănătoase rezulta la 90° ȋnainte tensiunii homopolare, cum se ȋntamplă ȋn cazul rețelei cu neutru izolat. Valoarea acestui curent este pentru fiecare linie proporțional cu contribuția liniei la capacitatea totală a rețelei;
curentul homopolar pe linia defectă poate avea un defazaj ȋntre 90° si 270° ȋn urma tensiunii homopolare, ȋn funcție de componentele rezistive și inductive din care este alcătuit:
componenta rezistivă IR este ȋn opoziție cu U0, și depinde ȋn principal de valoarea rezistenței de legare la pământ a neutrului, pusă ȋn paralel cu bobina;
componenta reactivă IX=IL-(1-λ)IC poate fi la 90° atât ȋnainte cât și ȋn urma tensiunii homopolară, ȋn funcție de parametrii IL,IC,λ (adică de valoarea bobinei de legare la pământ, de valoarea capacității totale a rețelei, de contribuția la capacitatea liniei defecte față de capacitatea totală a rețelei). Se observă ȋn special, că pentru o rețea “exact compensată” (IL=IC) componenta reactivă de mai sus este mică (neglijabilă) numai dacă λ<<1, adică dacă linia afectată de defect “are o importanță mică” față de ȋntreaga rețea. Ȋn general se poate obține componenta reactivă nula (IX=0) numai pentru rețelele subcompensate, ȋn care subcompensarea corespunde exact unei capacități egale aceleia a liniei afectate de defect.
În scopul funcționarii protecțiilor directionale, rezultă de o importanță deosebită valoarea unghiului δ, care reprezintă avansul curentului homopolar pe linia defectă față de curentul homopolar de pe linia sănătoasă. În baza acestei valori se poate stabili posibilitatea funcționării protecției direcționale, în cazul unui defect homopolar, cunoscând zona de funcționare a acestei protecții.
Figura 3.8 – Verificarea limitelor de exploatare
Expresia unghiului δ este:
(3.23)
sau, prin evidențierea gradului de compensare, rezultă limitele de exploatare:
(3.24)
Este foarte important și determinarea curentului homopolar net care este curentul maxim ce poate afecta instalația de legare la pământ din stația electrică de transformare în cazul unui defect homopolar. Expresia se obține din relația generală descrisă mai sus pentru parametrul If, având Rf=0.
Notând cu: (3.25)
impedanța capacitivă totală a rețelei de MT se obține expresia curentului homopolar net:
(3.26)
SISTEM DE CONTROL A NEUTRULUI
Bobina de stingere este o reactanță a cărei valoare poate să fie variată, în mod continuu pe durata normală de exploatare a rețelei, prin modificări constructive oportune, de obicei prin variatia circuitului magnetic (bobină cu miez mobil), comandată de un sistem de control. În cazul în care se va adopta legarea la pământ a neutrului prin bobină de stingere mobilă cu reglare de tip mecanic, exploatarea normală a rețelei poate să fie menținută în timp în condiții de perfectă compensare și în cazul de configurări și modificari ale rețelei care variază în timp (în limite de reglare a sistemului de control bobină). Timpii de reglare a valorii de reactanță a bobinei mobile sunt relativ lenți, (zeci de secunde sau câteva minute). Acest lucru este determinat:
de natura reglării, care este de tip mecanic;
de necesitatea pentru reglare, asa numita curbă de rezonanță; care trebuie să fie măsurată dar si estimată, pornind de la un număr corespunzător de măsurari ale tensiunii homopolare.
Din acest motiv pot exista condiții tranzitorii de rețea neacordată, cum ar fi pe durata defectelor și a scoaterii din functiune a unor linii, se pierde condiția de acord cu rețeaua (care poate să fie din nou atinsă cu proprii timp de reglare). Scopul principal al sistemului de control este să regleze în mod automat gradul de acord dintre bobina mobilă și capacitatea homopolară a rețelei MT la care este legat. Mărimea de intrare, pe care dispozitivul efectuează măsurătorile pentru a determina parametrii de rețea de acordat, este tensiunea homopolară. Dotările minime ale dispozitivului sunt:
o intrare analogică pentru măsurarea tensiunii homopolare Uo;
o intrare pentru confirmarea poziției bobinei;
o ieșire pentru emiterea comenzii care mărește inductanța;
o ieșire pentru emiterea comenzii care scade inductanța;
Figura 3.9 – Interfața sistemului de control bobină.
Sarcina dispozitivului este de a controla și identifica o schimbare în configurația rețelei și repoziționarea bobinei mobile în noul punct de rezonanță sau, în general, punctul care corespunde valorii predefinite de compensare. În aval de activarea noii proceduri de acord, dispozitivul de control trebuie să calculeze curba de rezonanță, ceea ce se traduce în stabilirea unui număr suficient de mare de „puncte” ale curbei sau, cel mai adesea, valoarea numărului oportun de parametri care o caracterizează. Obținerea curbei de rezonanță permite calcularea poziției dorite pentru bobină, care devine referință finală pentru circuitul de control al servomotorului asociat bobinei mobile.
Figura 3.10 – Display dispozitiv de control.
Pe display-ul dispozitivului de control sunt prezentate urmatoarele informații:
pe primul rand – starea actuală a dispozitivului (ON/OFF starea procedurii de control), dacă acordul este efectuat apare “ ON acordata”;
pe al doilea rând indică starea actuală a funcției de monitorizare (ON/OFF stare);
pe al treilea rând sunt indicate bobinele de stingere + rezistențele conectate;
de ex.: ASC 1 2 – ambele bobine sunt conectate, dispozitivul acordează bobina 1;
ASC 2 1- ambele bobine sunt conectate,dispozitivul acordează bobina 2;
ASC 1-2 – ambele bobine sunt conectate, barele MT 1 și 2 din stație sunt
cuplate.
ASC 1 -bobina 1 este conectată. bobina 2 este dezactivată/absentă;
ASC 1 off -bobina 1 este deconectată, bobina 2 este dezactivată/absentă;
ASC 1 off 2- bobina 1 este deconectată, bobina 2 este conectată (bobina 2
este acordată de un alt dispozitiv);
RP ON – rezistența 1 este ȋn funcțiune;
RS2 OFF – rezistența 2 este dezactivată/absentă.
Pe partea stângă a display-ului este afișat graficul curbei de rezonanță. Este marcată poziția de capăt de cursă a bobinei și valorile corespunzătoare sunt indicate în amperi. Deasemenea pe display mai apar și următoarele mârimi:
Ipos – valoarea măsurată a curentului prin bobina de stingere (valoarea ȋn procente se referă la poziția de capăt de cursă superioară);
U0 – valoarea măsurată a tensiunii între neutru și pământ, cu bobina reglată. Valoarea ȋn procente se referă la tensiunea între linie și pământ și corespunde tensiunii secundare a transformatorului de tensiune (100V Un);
Ires – valoarea mărimii curentului de rezonanță a rețelei electrice tratate. Valoarea ȋn procente se referă la poziția de capăt de cursă superioară a bobinei;
Iv este diferența dintre valoarea mărimilor Ipos – Ires. Valoarea ȋn procente se referă la valoarea mărimii Ires;
Id – curent rezidual. Valoarea ȋn procente se referă la Ires;
U01 – tensiunea între neutru și pământ, bobina 1;
U02 – tensiunea între neutru și pământ, bobina 2;
Ieci1 – injecție de curent, bobina 1;
Ieci2 – injecție de curent, bobina 2;
Zu impedanța asimetriei totale a rețelei;
R0 – rezistența paralelă echivalentă al circuitului rezonant;
Z0 – impedanța echivalentă a circuitului rezonant.
Dispozitivul de control răspunde la variațiile mărimii U0 în rețea și reglează bobina în punctul corect de acord, ȋn mod automat.
REGIM DE AVARIE ȊN REȚEAUA DE MT CU NEUTRU COMPENSAT
În regim normal de funcționare, rețeau de MT se comportă ca o rețea trifazată echilibrată și simetrică. Ȋn cazul unui defect, simetria și echilibrul rețelei sunt puternic perturbate iar efectele sunt resimțite imediat asupra instalațiilor dar și asupra consumatorilor. Depistarea și eliminarea rapidă și selectivă a linie cu defect reprezintă funcția de baza a dispozitivelor de protecție. În rețelele cu neutru compensat, apariția accidentală a unei legături la pământ (străpungerea sau conturnarea izolației) a unei faze provoacă un scurtcircuit, cu toate efectele negative asupra simetriei rețelei. Pe de altă parte, scurtcircuitele care implică două sau trei faze sunt mult mai perturbatoare asupra simetriei retelei. Ȋn figura de mai jos este prezentat un defect trifazat pe două linii diferite, ȋn aceeași stație de transformare, pe aceeași bară la diferență foarte mică de timp (câteva milisecunde). Observăm o creștere a tensiuni de linie ȋn prima parte când defectul era ȋn pronunțare, iar dupa ce liniile au declanșat tensiunile revin la valori normale.
Figura 3.11 – Defect trifazat ȋn rețeaua MT cu neutru compensat.
Ȋn figura următoare este prezentat un defect trifazat și un defect homopolar pe două linii diferite produse simultan când se lucra la TFN de pe bara respectivă, ȋn aceeași stație de transformare. Observăm o creștere a tensiuni de linie ȋn prima parte cand defectul era ȋn pronunțare, iar dupa ce liniile au declanșat tensiunile nu revin la valori normale. Este posibil să fi fost o compensare defectuasă ȋn stație datorită lucrărilor la TFN, stația funcționa cu două sisteme de compensare a curenților capacitivi pentru fiecare secție de bara MT. Când s-a retras un sistem de compensare, trebuia să se configureze un sistem de compensare a curențiilor capacitivi ai ȋntregii rețele de 20 kV aferente barelor de MT.
Figura 3.12 – Defect trifazat și homopolar ȋn rețeaua MT cu neutru compensat.
DISPOZITIVE DE MĂSURARE ȘI CONTROL ȊN RETELELE ELECTRICE DE MT
CIRCUITE DE MĂSURĂ ȘI CONTROL
Pentru o exploatare economică și sigură a sistemului energetic și a instalațiilor electrice sunt necesare diverse aparate electrice. Acestea sunt aparate cu care se măsoară mărimile electrice: curentul, tensiunea, puterea, energia, frecvența, factorul de putere, etc., cum și aparatele care asigură o funcționare corectă sau limitează eventualele deranjamente necorespunzătoare din instalațiile electrice. Primele dintre acestea se numesc aparate de măsurat, iar celelalte se numesc aparate de protecție. O categorie intermediară o formează aparatele de reglare automată, care, după efectuarea măsurării valorilor mărimilor electrice, dau comenzile necesare sau realizează singure punerea în funcțiune a instalației electrice sau a întregului sistem energetic, realizează reglarea tensiunii și a frecvenței, reglarea puterii sau a distribuției sarcinii în sistemul energetic. Ordinul de mărime a tensiunii și curentului într-un sistem energetic este foarte variat; de exemplu, curentul poate avea valori de ordinul amperilor până la kiloamperi, iar tensiunea de la zeci de volți până la sute de kilovolți. Adaptarea sistemelor de măsurat a curentului și a tensiunii, ale aparatelor de protecție și reglare la acestă gamă extinsă de valori nu este justificată nici din punct de vedere tehnic și nici economic. De aceea, aceste aparate se leagă prin intermediul transformatoarelor de curent și de tensiune, denumite transformatoare de măsură, a căror construcție și funcționare sunt adaptate special acestui scop. Ca și aparatele pe care le deservesc, transformatoarele formează două grupe, și anume: transformatoare pentru aparate de măsurat și transformatoare pentru aparate de protecție. De multe ori, ele se construiesc în așa fel, încât să poată fi folosite atât pentru aparatele de măsurat, cât și pentru aparatele de protecție. În acest caz, ele au înfășurări secundare atât pentru alimentarea aparatelor de măsurat cât și pentru alimentarea aparatelor de protecție. Transformatoarele de măsură îndeplinesc următoarele funcți:
transformă valoare curentului și a tensiunii la valorile standard corespunzătoare, pentru alimentarea bobinelor de curent și de tensiune ale aparatelor construite după același standard și din același motiv;
izolează circuitul de tensiune înaltă al sistemului energetic de circuitul de tensiune joasă al aparatului, ceea ce asigură protecția aparatelor și deservirea lor;
scot aparatele de măsurat și de protecție din zona de acțiune a câmpurilor magnetice și electrice puternice ale circuitelor de curent ale sistemului energetic, eliminându-se în acest fel, acțiunea perturbatoare a acestor câmpuri aspra preciziei de măsurare și asupra funcționării corecte a aparatelor;
protejează aparatele de măsurat și de protecție împotriva efectelor dăunătoare dinamice și termice ale supracurentului în cazul când în sistemul energetic are loc o avarie.
Indicațiile și înregistrările aparatelor de măsură permit să se efectueze o serie de operații precum:
conectarea și deconectarea liniilor în paralel cu rețeaua sistemului electric;
controlul repartiției puterii active și reactive pe liniile de transport și de distribuție;
controlul sarcinii linilor electrice, în scopul prevenirii regimurilor anormale de fuctionare, datorită suprasarcinilor;
controlul calității energiei electrice ( frecvență, tensiune);
evidența energie electrice ;
transmiterea indicațiilor unor aparate din stații de transformare, PA către centrele de dispecer.
TRANSFORMATOARE DE MĂSURĂ
Clasificarea transformatoarelor de măsură:
transformatoare de curent la care ȋnfașurarea primară se leagă în serie ȋn circuitul primar iar înfașurarea secundară alimentează înfășurările de curent ale releelor și aparatelor de măsurare.
transformatoare de tensiune la care înfășurarea primară se leagă în paralel ȋn circuitul primar, iar infașurarea secundară alimentează infașurările de tensiune ale releelor si aparatelor de măsurare.
Criterii specifice pentru transformatoare de curent
Curentul secundar nominal;
valoarea garantată poate fi 5 A sau 1 A.
Numărul de înfășurări secundare;
Acesta este dependent de numărul de aparate pe care TC urmează să le alimenteze, precum și de valoarea încărcării circuitului pe care acesta se amplasează. De obicei, se prevede alimentare separată, de la înfășurări secundare distincte, pentru următoarele categorii de receptoare:
aparate de măsurare,
aparate de protecție și automatizare,
aparatele aferente fiecărei protecții diferențiale în parte,
dispozitivele de acționare (în cazul în care sunt alimentate de la TC).
Spre exemplu, la MT se utilizează 2 înfășurări/fază pentru liniile electrice.
Clasa de precizie;
Dintre aparatele care se conectează la o înfășurare secundară a TC, cel care admite erori minime în alimentare determină alegerea clasei de precizie a înfășurării respective a TC. Clasa de precizie este caracteristică fiecărei înfășurări și se alege din oferta fabricanților de aparate. Prescripțiile de proiectare prevăd, pentru cazurile uzuale:
clasa 0,2 pentru alimentarea aparatelor de laborator, a contoarelor de interconexiune cu alte țări;
clasa 0,5 pentru alimentarea celorlalte contoare;
clasa 1 pentru alimentarea aparatelor indicatoare și înregistratoare utilizate pentru evidențe tehnice;
clasa P pentru alimentarea majorității tipurilor de relee.
Puterea secundară;
Pentru fiecare înfășurare secundară, puterea secundară necesară se calculează în funcție de aparatele racordate în secundarul TC respectiv. Deoarece caculul este laborios, se pot alege direct valorile uzuale garantate de fabricanți.
Alte caracteristici ale TC.
Alegerea riguroasă a transformatoarelor de curent presupune considerarea și a altor caracteristici, cum ar fi coeficientul de saturație, conexiunea înfășurărilor secundare, secțiunea circuitului secundar etc.
Observații.
La TC se admit supraîncărcări de maxim 20% pe durata normală de funcționare.
Criterii specifice pentru transformatoare de tensiune
Numărul de unități componente și schema lor de conexiuni
În principal, alegerea se face în funcție de aparatele de măsurare și de protecție care trebuie alimentate. Circuitele secundare sunt prevăzute cu o legătură la pământ pentru securitatea personalului și cu siguranțe fuzibile pentru protecția TT-ului și a conductoarelor în caz de scurtcircuit. Înfășurările primare ale transformatoarelor de tensiune până la 20 kV se conectează la rețea prin siguranță de înaltă tensiune și dacă este necesar și prin rezistențe limitatoare. Alimentarea aparatelor de protecție și de automatizare cu tensiune alternativă se poate face în mai multe moduri în funcție de schema circuitelor primare din rețelele de distribuție și de necesitățile protecției sau automatizării respective.
Tensiunea secundară nominală;
Înfășurările primare (cu tensiunea nominală U/√3 V) și înfășurările secundare principale cu tensiunea nominală100/√3V) se leagă în stea, iar înfășurările secundare auxiliare (cu tensiunea nominală 100/3 V sau 100 V) în triunghi deschis. Această schemă se folosește în toate cazurile când pentru măsură și protecție sunt necesare atât tensiunile de fază sau între faze cât și tensiunea homopolară.
Clasa de precizie;
Alegerea acesteia se face în funcție de condițiile pe care le impun aparatele racordate în secundarul TT. Clasa de precizie este caracteristică fiecărei înfășurări și se alege din oferta fabricanților de aparate. Prescripțiile de proiectare prevăd, pentru cazurile uzuale:
clasa 0,2 pentru alimentarea aparatelor de laborator, a contoarelor de interconexiune cu alte țări;
clasa 0,5 pentru alimentarea celorlalte contoare;
clasa 1 pentru alimentarea aparatelor indicatoare și înregistratoare utilizate pentru evidențe tehnice;
clasa 0,5 pentru regulatoare de tensiune;
clasa 1 pentru protecțiile care necesită o precizie mai mare în alimentare;
clasa 3P (sau 6P) pentru releele de tip voltmetric.
Puterea secundară
În mod normal, puterea secundară necesară se calculează în funcție de aparatele de măsurare, protecțiile, automatizările racordate în secundarul TT respectiv. Deoarece calculul este laborios, se pot alege direct valorile uzuale garantate de fabricanți
PRINCIPIILE DE FUNCȚIONARE A PROTECȚIILOR UTILIZATE ÎN REȚELE DE DISTRIBUȚIE
Protecția împotriva scurtcircuitelor polifazate Cod ANSI 50 – 51
Protecția împotriva scurtcircuitelor polifazate este cea mai răspândită protecție in retelele de distribuție fiind utilizată la aproape toate nivelele de tensiune. Scopul este de a interveni prin deschiderea circuitului, atunci cand curentul pe linia protejată depășește valorile limită admise ȋntr-un timp prestabilit. Protecția permite identificarea defecțiunilor de fază din cauza supraîncărcării sau a scurtcircuitelor. Metodele tipice de intervenție pot fi instantanee numita protectie maximala de curent rapid (cod 50) sau temporizată numita protectie maximala de curent temporizată (cod 51). În ceea ce privește transformatoarele de curent utilizate pentru masurarea curenților de fază ȋn retelele de distributie de MT pentru funcționarea protecțiilor maximale de curent, o importanță deosebita o au fenomenele de saturație care pot avea loc ȋn cazul curenților de scurtcircuit mari și/sau caracterizați de componente aperiodice. În cazul acestei saturații, forma de undă a curentului secundar de ieșire din TC rezultă a fi deformată iar protecția care primește la intrare acest curent nu se poate regla. Protecția maximală de curent evaluează secundă cu secundă valoarea efectivă a componentei de frecvență industrială (50 Hz) a formei de unda a curentului de intrare, comparând această valoare cu valoarea de prag de reglaj, ȋn vederea stabilirii unui anumit prag și ȋn consecință a eventualei declanșări.
Transformatoarele de curent:
sunt liniare cu eroare de fază și de raport neglijabile pentru toate momentele ȋn care fluxul de funcționare este mai mic decât fluxul de saturație care poate fi calculat direct din datele nominale ale TC (raport nominal, sarcina nominală, factor limită de precizie);
sunt complet saturate pentru valori de flux mai mari decât fluxul de saturatie;
Date privind transformatoarele de curent (linie MT):
raport nominal: kTC=In1/In2
rezistența nominală: RCn [Ω ]
rezistența efectivă: RC [Ω ]
factor limită de precizie: klim
Calculul fluxului de saturare: -este fluxul maxim care corespunde curentului limita de precizie la sarcina nominală (N2=număr spire ȋn secundarul TC):
(4.1)
Analiza curentului este efectuată prin măsurarea curenților de fază utilizând două sau trei transformatoare de curent (TC):
Figura 4.1 – Protecția maximală de curent
Riccardo Sgarbossa, Modelli di sistemi di protezione e procedure di selezione automatica del tronco
di guasto per reti di distribuzione attive,Universita degli studi di Padova, Italy, 2012, pp 34.
Pentru ca protecția să acționeze selectiv la defecte exterioare, adică dincolo de bara B (figura 4. 2), ea se desensibilizează în raport cu curentul maxim ce străbate releul 1 la scurtcircuit pe bara B (Isc max B) astfel că, curentul de reglare al protecției 1 ( Irp1) este:
(4.2)
unde: Ksig este coeficientul de siguranță, (Ksig=1,2….1.3).
Din diagrama de variație a curentului de scurtcircuit pe linia potejată (figura 2) se constată că reglând astfel releul 1, protecția nu acționează decât până în punctul X, adică pe o porțiune AX din linia AB.
Figura 4.2 – Diagrama de variație a curentului de scurtcircuit
Notând cu K raportul subunitar, obținem:
(4.3)
Punctele AX – AB sunt exprimate ca distanțe (în kilometri) sau ca impedanțe – reactante (ohmi), conform normativelor ȋn viguare se precizează că protecția este eficientă dacă, în regim maxim de scurtcircuit, acoperă cel puțin 30% din întreaga linie, adica K 0,3.
În caz contrar relația (4.2) se recalculeză astfel:
(4.4)
unde Isc.maxC are aceeași semnificațe pentru bara C.
Se observă că în acest ultim caz “X” poate depăși bara B (K1), respectiv protecția 1 poate funcționa neselectiv cu protecția rapidă de pe linia din aval. Pentru a evita acesta lucru se introduce o temporizare (0,7 – 0,8 sec.), fapt care elimină neselectivitatea amintită.
Reglarea acestei protecții se stabilește astfel:
( 4.5)
unde: Ksig – coeficientul de siguranță supraunitar (Ksig 1,2)
Krev – factorul de revenire al releelor de curent; (Krev 0,85)
Isarc.max – curentul maxim de sarcină pe linia respectivă;
Înlocuind valorile numerice în relația 4.5 se obține:
( 4.6)
Pe baza valorilor de reglare se verifică sensibilitatea protecției maximale temporizate la defecte pe bara B, respectiv pe cea de a doua bară (C) cu ajutorul coeficienților de sensibiliate (Ksens1) și pe bara C (Ksens 2). Astfel se verifică îndeplinirea simultană a condițiilor:
( 4.7)
( 4.8)
Reglarea temporizarii se face în baza unui plan unic de etalonare a timpilor în rețea, care să asigure funcționarea selectivă a protecțiilor de rezervă pe diverse elemente. Treapta de timp folosită la reglarea protecțiilor maximale într-un sector de rețea se alege, ținându-se seama de timpul propriu de acționare al releului maximal și de cel al întreruptorului. Însumându-se toți acești timpi, la care se adugă și o rezervă pentru siguranță, se obține treapta de timp, care asigură declanșarea numai a întrerupătoului liniei defecte, deși și releele liniilor situate înaintea acestuia, sesisează apariția defectului. În practică, în funcție de calitatea releelor și a întreruptoarelor folosite, treapta de timp a protecției maximale temporizate este de: 0,5 – 0,7 sec. Selectivitatea se asigură de obicei în cazul defectelor în aval prin temporizare.
Figura 4.3 – Temporizarea unei linii electrice
Protecția homopolară de curent Cod ANSI 51N
Această protecție este constituită dintr-o protecție maximală de curent alimentată de curentul homopolar a liniei protejate prin intermediul unui filtru de curent de secvență homopolară, realizat fie prin montajul Holmgreen a trei transformatoare de curent, fie cu un transformator inelar (toroidal).
Figura 4.4 – Protecția homopolară de curent
Riccardo Sgarbossa, Modelli di sistemi di protezione e procedure di selezione automatica del tronco
di guasto per reti di distribuzione attive,Universita degli studi di Padova, Italy, 2012, pp 35.
Protecția homopolară împotriva punerilor la pământ trebuie să indeplinească condițiile de selectivitate și sensibilitate. Pentru a fi selectivă, protecția trebuie să nu acționeze la curentul rezidual care circulă pe linia pe care este montată, deși curentul ei de pornire trebuie să fie mai mare decât curentul rezidual al liniei. Această condiție se exprimă prin relația:
(4.9)
în care: Irez – curentul rezidual al liniei proprii (a cărui valoare aproximativă a fost
indicat în funcție de lungimea, tensiunea și modul de realizare al liniei);
Ksig – coeficientul de siguranță;
Ksig 4….5, dacă protecția nu se temporizează, această valoare mare a
coeficientului de siguranță se alege pentru a asigura desensibilizarea
protecției, punerea la pământ care apare și pe plecările sănătoase din rețea;
Ksig 1,5…2, dacă protecția se temporizează
Pe de altă parte, pentru a fi sensibilă, protecția unei linii trebuie să acționeze sigur la apariția unei puneri la pămănt pe linia proprie, curentul rezidual care o străbate este diferența dintre curentul de punere la pământ și curentul rezidual al liniei proprii. Condiția de sensibilitate a protecției se exprimă deci prin relația:
(4.10)
în care: Ipp – curentul de punere la pământ;
Ksens – 1,5 – pentru considerarea punerilor la pământ și prin rezistența de
trecere, în care curentul de defect poate fi mult micșorat.
Daca se foloseste transformator de curent toroidal, atunci pe fiecare linie se montează un singur transformator, format dintr-un miez magnetic inelar pe care este dispusă înfășurarea secundară și prin interiorul căreia trece cablul protejat care constituie înfășurarea primară. Tensiunea electromotoare la bornele înfășurării secundare este proporțională cu fluxul rezultat din suma fluxurilor magnetice produse de curentul fiecărei faze a cablului. În regim normal și în cazul scurtcircuitelor bifazate și trifazate, fluxul magnetic rezultant este nul și deci tensiunea electromotoare la bornele înfășurării secundare este nulă. În cazul unei puneri la pământ (sau a unui scurtcircuit monofazat) curentul de defect, trecând prin faza avariată, în miezul magnetic apare un flux care induce o tensiune electromotoare secundară, deci prin relee circulă un curent de acționare. Transformatoarele de curent de secvență homopolară inelare au o construcție simplă și sigură iar curentul lor de dezechilibru este foarte mic, determinat numai de nesimetria poziției celor trei faze ale cablului în raport cu inelul magnetic. În afară de aceasta, raportul de transformare al transformatorului nefiind alimentat, ca la transformatoarele de curent obișnuite, de curentul de sarcină al liniei poate fi ales astfel încât să corespundă unei sensibilități cât mai mari. La realizarea practică a protecției homopolare cu transformatoare de curent inelare, cutia terminală a cablului trebuie izolată față de părțile metalice pe care se fixează, iar prin conductorul de legare la pământ a cutiei terminale trebuie trecut prin interiorul transformatorului inelar.
PROTECȚIA MAXIMĂLA ȘI MINIMALĂ DE TENSIUNE. Codurile ANSI 59 și 27
Protectia maximal de tensiune se utilizeaza pentru protejarea echipamentelor ȋmpotriva deteriorării izolației ca urmare a creșterii tensiunii. Printre cauzele care ar genera creșterea tensiunii ȋntr-o retea de distribuție se numără și funcționarea defectuoasă a regulatoarelor de tensiune la transformatoare și a sarcinilor scazute. Protectia de minimă tensiune detectează starile de funcționare cu tensiune scazută care pot conduce la pierderea stabilității funcționării echipamentelor electronice. Modul de intervenție a protecțiilor poate fi instantaneu sau temporizată. Este posibil să fie combionate ambele protecții la minimă tensiune sau la maxima tensiune (protecție cu codul 27-59) astfel obținându-se menținerea tensiunii într-un interval stabilit. Un exemplu tipic de aplicarea acestui tip de protecție este cea a autoproducătorilor conectați la rețea care trebuie să fie protejați.
Figura 4.5 – Protecția de tensiune
Riccardo Sgarbossa, Modelli di sistemi di protezione e procedure di selezione automatica del tronco
di guasto per reti di distribuzione attive,Universita degli studi di Padova, Italy, 2012, pp 35.
Transformatoarele de tensiune utilizate pentru sistemul de proțectie al rețelei MT sunt utilizate pentru:
protecția maximă de tensiune pe barele MT din stația de transformare;
protecția maximă de tensiune homopolară pe barele MT din stația de țransformare;
protecții direcționale de linie MT (instalate ȋntotdeauna ȋn stația de transformare).
Configurarea normală a unei stații de transformare prevede utilizarea a trei TT MT legate la barele MT pentru măsurarea directă a tensiunii de fază, cu tensiune nominală secundară de fază egală cu 100/√3 V; fiecare din TT-urile de mai sus au o a doua ȋnfasurare secundară (cu tensiune secundară nominală egală cu 100/3 V) utilizată (prin legătura ȋn triunghi deschis) pentru măsurarea tensiunii homopolare pe barele MT.
Figura 4.6 – TT pe bara MT din stația de transformare
Ȋn cadrul automatizării pentru selectarea automată a tronsonului defect pe liniile MT care funcționeaza cu posibilitate de exploatare buclată, se utilizează indicatoare pentru identificarea direcțională a zonei de defect. Semnalele pentru măsurarea tensiunii sunt ȋn mod normal preluate de divizorii capacitivi din celulele MT din posturile de transformare și sunt folosiți ȋn mod normal, pentru alimentarea lămpilor de prezență a tensiunii și de identificare a sensului ciclic al fazelor, dar și pentru identificare direcțională a defectelor homopolare. Divizorul capacitiv utilizat ȋn celulele MT poate fi reprezentat de două capacităti C1 și C2 legate ȋn serie, clemele de sus și de jos sunt conectate la barele MT din postul de transformare; punctul intermediar ȋntre cele două capacități corespunde fizic clemei metalice (aflate la baza coloanei izolante) la care sunt legate conexiunile divizorilor capacitivi.
Figura 4.7 – Divizorul capacitiv
Raportul de divizare este dat de relația:
(4.11)
PROTECȚIA DIFERENȚIALĂ. Codul ANSI 87
Protecția diferențială se folosește pentru a proteja un element de rețea impotriva defectelor interne care trebuiesc eliminate ȋntr-un timp foarte scurt prin compararea curenților (teorema lui Kirchhoff). Protecția diferențială observă că în cazul unui element de rețea protejat fără defect, curenții care ies din obiect sunt identici cu cei care intră, controlând astfel diferențele lor; dacă aceasta este diferită de zero protecția intervine semnalizând defecțiunea și deschiderea circuitului respectiv. Zona protejată este limitată de către transformatoarele de curent conectate la element și selectate ȋn procesul de implementare a protecției.
Figura 4.8 – Protecția diferențială
Riccardo Sgarbossa, Modelli di sistemi di protezione e procedure di selezione automatica del tronco
di guasto per reti di distribuzione attive,Universita degli studi di Padova, Italy, 2012, pp 36.
PROTECȚIA DIRECȚIONALĂ ȘI HOMOPOLARĂ DIRECȚIONALĂ Codul ANSI 67, 67N
Protecția oferă informații despre poziția unei mărimi vectoriale în comparație cu alta care este luată drept referință. În mod convențional se consideră că direcția unui vector rezultă din compoziția cu un vector de referință și se consideră pozitivă daca se află la o distanță de ± 90° față de prima. Dacă analizăm figura de mai jos, observăm că vectorul I este vector de referință, în timp ce V este vectorul rezultat:
Figura 4.9 – Caracteristică de polarizare a unui releului direcțional
Riccardo Sgarbossa, Modelli di sistemi di protezione e procedure di selezione automatica del tronco
di guasto per reti di distribuzione attive,Universita degli studi di Padova, Italy, 2012, pp 36.
Comparația se face pe unghiul de defazaj între vectorii de curent și tensiunile măsurate; prin urmare, protecția direcțională necesită două marimi: o tensiune și un curent așa cum se prezintă în figura de mai jos:
Figura 4.9 – Protecția direcțională (67) și homopolară direcțională (67N)
Riccardo Sgarbossa, Modelli di sistemi di protezione e procedure di selezione automatica del tronco
di guasto per reti di distribuzione attive,Universita degli studi di Padova, Italy, 2012, pp 37.
Activarea protecției are loc atunci când sunt depașite simultan pragul setat de tensiune și curent dar și atunci când defazajul dintre tensiune și curent este în interior zonei de acționare. Intervenția este temporizata în mod normal, astfel încât să se verifice după setarea timpului de intervenție dacă toate condițiile anterioare sunt îndeplinite. Curentul homopolar care circula ȋn linia afectată de defect poate să aibă componentă aperiodică și poate duce la o posibilă saturare a TC-urilor care alimentează protecția homopolară direcțională și poate provoca o funcționare ȋntârziată a protecției. Curentul homopolar care circulă ȋn liniile neafectate nu are nici o componentă aperiodică pentru care respectivele TC să se satureze: nu pot avea loc declanșări eronate ale protecțiilor legate de fenomentul de saturare.
Figura 4.10 – Efectul saturării TC-urilor la protecțiile direcționale homopolare
Pentru a evalua fenomenul de saturare a TC-urilor de mai sus, se pot efectua probe pe TC-urile disponibile în rețeau de distribuție sau se pot simula anumite defecte tranzitorii ținând cont de caracteristicile diferite ale rețelelor MT. Pentru acest fenomen rezultă a fi extrem de importanți următorii parametri:
extinderea rețelei, care determină valoarea componentei reactive de curent de defect și deci amplitudinea componentei aperiodice;
rezistența de defect, care determină direct constanta de timp a componentei aperiodice;
momentul ȋn care se produce defectul, care determină de asemenea amplitudinea componentei aperiodice;
dimensiunea procentuală a liniei afectată de defect față de restul rețelei, care influențează amplitudinea curentului homopolar din linia pe care are loc defectul.
TEHNOLOGII INTELIGENTE ÎN REȚELELE DE MT ȘI JT
INTRODUCERE
Funcționarea ȋn rețeau de MT cu neutrul compensat, ȋmpreună cu noile tehnologii utilizate atât pe partea de MT cât și pe partea de JT determină realizarea unei rețele electrice de distribuție inteligente. Implementarea acestui sistem reduce substanțial solicitările electrice (supratensiuni, supracurenți) ale rețelei de distribuție, ale echipamentelor și constituie unul din factorii care contribuie atât la continuitatea alimentarii cu energie electrică a consumatorilor cât și pentru ȋmbunătățirea eficienței energetice. Realizarea acestui sistem pe partea de MT se bazează pe trei procese diferite și anume:
evoluția tratării neutrului rețelei MT;
controlul stației de la distanță;
automatizarea rețelei MT.
Aceste procese sunt strâns legate între ele și gestionate prin planificarea pe termen mediu și lung. În timp ce primele două pot fi gestionate separat sau ȋmpreună, ultima trebuie să țină cont de cele două anterioare, pentru a fi planificată, gestionată și implementată corect. Rentabilitatea investițiilor, calibrarea protecțiilor în stațiile de transformare, metodele de automatizare adoptate, alegerea posturilor de transformare care urmează a fi automatizate depinde de starea neutrului și de modul în care este implementată SCADA ȋn rețeaua de MT.
Se pot distinge trei faze distincte de realizare:
Planificare: rolul exercițiului financiar este esențial, susține planul de investiții în rețeaua de MT, ținând cont de nevoile de calitate ale serviciului de distribuție și evaluând rentabilitatea investițiilor. Schimbarea modului de tratare a neutrului reprezintă o intervenție care servește exclusiv nevoilor rețelei MT. De asemenea, automatizarea rețelei trebuie să fie inclusă în planurile de dezvoltare ale rețelei MT.
Punerea în aplicare: schimbarea modului de tratare a neutrului, implementarea SCADA ȋn stațiile de transformare si de-a lungul liniilor MT, pregătirea automatizării de-a lungul liniilor. Posturile de transformare care vor fi introduse ȋn automatizare se vor moderniza astfel ȋncât să fie compatibile pentru automatizare.
Operarea automată a rețelei MT și întreținerea sistemului: coordonarea activităților pregătitoare pentru punerea în funcțiune a automatizării și implemantarea automatizării funcție de planificăriile anuale.
CRITERII ȊN ALEGEREA TRATĂRII NEUTRULUI
Următorii parametrii trebuie luați în considerare la nivelul stației de transformare 110kV/ MT pentru schimbarea tratării neutrului:
curentul capacitiv a rețelei aferente de MT;
numărul de întreruperi lungi (media ultimilor 2 ani);
Indicele Frecvența Medie a Întreruperilor în Rețea pentru un consummator – SAIFI- reprezintă numărul mediu de întreruperi suportate de consumatorii alimentați (deserviți) de OD;
Indicele Durata Medie a Întreruperilor în Rețea pentru un consummator – SAIDI – reprezintă timpul mediu de întrerupere a consumatorilor la nivel de OD (o medie ponderată). Indicatorul se calculează împărțind durata cumulată a întreruperilor lungi la numărul total de consumatori alimentați (deserviți) de OD13.
Modul de legare a neutrului MT în stație determină regimul de curenți în defecte electrice asimetrice, în principal la defecte homopolare (simpla punere la pământ) și la supratensiuni interne datorate defecțiunilor sau comutării. Tipul de legare la pământ a neutrului în MT, combinat cu caracteristicile rețelei de MT, în ceea ce privește extinderea și soluțiile constructive, determină curentul de defect și supratensiunile interne. Punerile la pământ a fazelor în rețelele de MT sunt cele mai frecvente defecte și este necesar ca protecțiile pentru defectele homopolare să fie întotdeauna în măsură să funcționeze corect, indiferent de modul de tratare a neutrului. Modul de tratare a neutrului nu conduce la diferențe în cazul defectelor bifazate sau trifazate.
Calculul curentului capacitiv al rețelei de MT
Ținând cont că normele ȋn vigoare recomandă utilizarea rețelelor electrice ȋn cablu, vom sublinia mai mult curenții caracteristicile liniilor electrice ȋn cablu. Pentru a calcula curentul capacitiv al rețelei MT avem nevoie de secțiunile tuturor cablurilor care alcătuiesc rețeaua electrică dar și de lungimea lor totală.Funcționarea unei linii electrice este determinată de caracteristicile de transmisie ale conductoarelor: rezistență, reactanță, capacitate. Aceste mărimi depind nu numai de caracteristicile constructive ci și de dispoziția relativă a fazelor. Dacă o linie cu dispoziție simetrică a conductoarelor este alimentată de un sistem trifazat, echilibrat, se poate considera că este formată din trei circuite distincte și independente. Fie că avem un circuit monofazat sau trifazat, ȋn cabluri apar pierderi suplimentare dependente de frecvență, care se dezvoltă în conductoarele metalice și straturile metalice ale cablului. Acestea pot fi exprimate ca rezistența efectivă pe unitatea de lungime R’w. Rezistența efectivă este practic constantă la temperatura de lucru admisă și poate fi exprimată prin ecuația:
(5.1)
Într-un conductor parcurs de curent alternativ, densitatea de curent nu este uniformă, ea fiind mai mare la periferia conductorului decât în centrul său. Acest fenomen de origine electromagnetică se numește “efect pelicular”. Când mai multe conductoare alimentate în curent alternativ sunt amplasate apropiat, fenomenele de inducție provoacă de asemenea o neuniformizare a repartiției densităților de curent. Acest efect se numește “de proximitate”. Aceste două efecte, γs (efectul pelicular) și γp (efectul de proximitate), împreună cu λ1 (factorul de pierdere prin manta) și λ2 (factorul de pierdere prin armătură/ecran) au ca urmare mărirea rezistenței conductoarelor. Fenomenele de inducție între elementele unei linii electrice depind de dispozițiile relative ale conductoarelor și se determină prin relații foarte complexe. Odată cu creșterea secțiunii transversale a conductorului cresc și pierderile suplimentare. Acestea sunt foarte mici pentru cablurile cu izolație uscată și fără ecran sau armătură. În cazul cablurilor trifazate cu manta metalică sau armătură apar pierderi suplimentare mult mai mari. În cazul în care două sisteme de bare colectoare sunt cuplate printr-un număr de cabluri monofazate dispuse în paralel, inductanța fiecăruia dintre cablurile paralele ar trebuie să fie egale, în măsura în care este posibil pentru a asigura o împărțire egală a sarcinii între cabluri. Această inductanță este mai dezechilibrată atunci când cabluri monofazate sunt grupate și puse unul lângă altul sau unul peste altul. Un aranjament preferat pentru cablurile de faze diferite este de a fi grupate în sisteme astfel încât distanța cablurilor în interiorul unui sistem să fie mai mică decât distanța dintre sisteme. O repartizare a sarcinii complet simetrică poate fi realizată mai ușor prin utilizarea unui cablu trifazat, deoarece aici, datorită construcției uniforme a fazelor, în timpul funcționării normale nu există nici o reacție inductivă cu fazele învecinate. Degajarea între două sisteme de cabluri monofazate trebuie să fie aproximativ de două ori distanța axială a cablurilor individuale într-un sistem. În plus secvența fazelor într-un sistem este cea mai importantă. În funcție de numărul sistemelor trifazate se recomandă următoarea relație de fază:
RST TSR RST TSR etc. (5.2)
Cu acest aranjament, inductivitatea conductoarelor cablurilor legate sunt aproape egale. Inductanțele fazelor R, S și T sunt totuși diferite. Acest lucru este mai puțin dezavantajos decât inductanțele inegale între cablurile conectate în paralel, în orice fază. Aranjamentul următor este cel mai nefavorabil RST RST RST deoarece acesta determină nu numai inductivități de fază nesimetrice între R, S și T dar și o inductivitate dezechilibrată a cablurilor paralele în orice fază. În instalațiile de rafturi sau tăvi pentru cabluri, cablurile din aceeași fază nu trebuie să fie dispuse unul lângă altul, ci doar pe platforme diferite. Între rafturi ar trebui să fie menținuă o distanță de 300 mm sau mai mult. Fiecare raft trebuie să fie îndeajuns de mare pentru a permite instalarea a două sisteme cu secvențe de fază diferite ( RST TSR). Cu acest aranjament inductanța cablurilor dispuse în paralel este aproximativ egală. Cu toate acestea inductivitatea fazelor diferă de la un sistem la altul dar acest lucru nu este atât de important deoarece aceste legături între barele colectoare sunt scurte. Un alt tip de aranjament este dispunerea în treflă (triunghi) a fazelor. În cazul în care sunt instalate mai multe sisteme în treflă trebuie realizată o rotație a cel puțin două faze. Dispunerea în treflă a mai multor sisteme nu este recomandată deoarece inductanța cablurilor legate în paralel diferă mult de la unul la altu14.
Figura 5.1: Gruparea mai multor sisteme trifazate în treflă
Lothar Heinhold, Power Cables and their Applications, Part 1, pp 327.
Tabelul 5:1 rezumă ecuațiile utilizate pentru calcularea capacității electrice pe unitatea de lungime, curentul capacitiv și curentul de punere la pământ precum și sarcinile capacitive14. Pentru tipurile de cabluri utilizate în mod obișnuit în instalații valorile acestor mărimi pot fi găsite tabelar în standardele cablurilor respective. Valorile capacităților pe unitatea de lungime sunt valori medii parțial derivate din măsurători reale. Din cauza toleranțelor de fabricație în practică se pot întâlni mai multe valori pentru același tip de cablu . Pentru cablurile cu ecran comun pentru toate fazele, capacitatea de funcționare poate fi determinată prin măsurarea capacităților parțiale. Următoarele capacități parțiale pot fi măsurate14:
capacitatea unui conductor și ceilalți rămași, reuniți la un potențial de referință (manta metalică, ecran, conductor concentric) – C’A;
capacitatea între conductorii legați împreună și învelișul metalic comun – C’B .
Permitivitatea relativă a cablurilor εr este dependentă de temperatură. Este de menționat că permitivitatea variază în funcție de: natura materialelor, temperatură și frecvență. Pentru cablurile cu izolație din hârtie impregnată sau din polietilenă, variațiile permitivității relative εr sunt neimportante ȋn schimb la cablurile cu izolație din PVC variațiile sunt mai mari.
Ținând cont că, pentru a calcula curentul capacitiv dintr-o rețea de distribuție de MT care pleaca dintr-o stație de transformare 110 kV/MT, avem nu numai linii ȋn cablu de diferite secțiuni și lungimi ci și linii aeriene de diferite secțiuni și lungimi, este o munca laborioasă ce necesită foarte multe calcule, se recomandă utilizarea unor formule aproximative pentru calcularea curentului capacitiv. Valorile maxime actuale ale curenților capacitivi și a timpului pentru eliminarea curentului de defect trebuie să fie declarate de către OD către clientul alimentat pe MT ca să-și dimensioneze sistemele de legare la pământ conform normelor ȋn vigoare. În cazul sistemelor cu neutru izolat, este posibilă determinarea convențională a valorii curentului capacitiv în conformitate cu următoarea formulă:
(5.3)
unde : U= tensiunea nominală a rețelei în kV;
La = suma lungimilor liniilor electrice aeriene [km];
Lc= suma lungimilor liniilor electrice în cablu [km];
OD foloseste această formulă și pentru calcularea curentului capacitiv aferent unei stații electrice. Lungimile de mai sus sunt relative și reprezintă liniile electrice conectate în mod normal în condiții de exploatare normale, inclusiv liniile interne ale clienților și/sau ale altor OD. Ȋn tabelul 5.2 s-a calculat curentul capacitiv pentru mai multe stații de transformare după formula de mai sus.
Tabelul 5.1 – Capacitatea pe unitatea de lungime a cablurilor
Tabel 5.2 – Curentul capacitiv rețea de distribuție MT
OD Enel foloseste urmatoarele soluții pentru tratarea neutrului ȋn rețelele de MT, în funcție de curentul capacitiv al rețelei de distribuție de MT :
Tabel 5.3 – Soluțiile OD Enel pentru tratarea neutrului
Enel, Tratarea neutrului ȋn rețelele electrice de medie tensiune, ghid de exploatare,
ed. 2, 2010, pp 9
Note: (^) Valoarea Ic (curent capacitiv total al rețelei electrice) la tensiunea de 20 kV;
– DT1110-Rezistor monofazat omologat Enel;
– DT 1096- Impedanța de legare la pamant omologată Enel;
Figura 5.2 – Rezistor Enel DT1110 și impedanța DT 1069
Enel, Tratarea neutrului in rețelele electrice de medie tensiune, ghid de exploatare,
ed.2, 2010, pp. 11-12
Neutru compensat are în componența sa:
bobina de stingere care poate să fie fixă sau mobilă;
rezistență paralelă pentru a permite funcționarea sistemului de protecție;
rezistență serie pentru a proteja sistemul independent de valoarea rezistenței de defect sau de valoarea prizei de pământ a stației de transformare.
Bobina nu este o inductanță pură, numai pentru rezistența ohmică a înfășurării, ci și pentru că, atât în paralel, cât și în serie, este echipată cu rezistențe adecvate.
Figura 5.3: Schema de principiu neutru compensat
Zeno Martini, Guasto a terra di una fase, 2014, pp 20
Componenta de putere „rezistență în paralel” a sistemului cu bobină mobilă este fizic construită dintr-o rezistență amplasată pe înfășurarea de JT (circa 500V) cuplată cu înfășurarea de MT unde se află bobina mobilă. Valoarea nominală indicată (Rp = 460 Ω) trebuie să fie considerata ca o valoare echivalentă raportată la partea de MT, care este ușor de considerat ȋn calculele pentru neutru compensat. Valoarea nominală pe partea JT rezultă a fi (facem referire la cazul cu tensiunea de 20 kV) egală cu:
(5.4)
Având ca factor de raportare pătratul raportului de transformare nominal Kn dintre bobina mobilă și înfășurarea de JT.
Tabel 5.4 – Comaparație între diferitele sisteme de tratare a neutrului
Modul de comportare al rețelei electrice de distributie în cazul punerilor la pământ influențează substanțial valorile de curent și de tensiune prezente în rețeaua, iar modul de tratare a neutrului rețelei trebuie să contribuie la lichidarea cât mai rapidă a regimurilor nesimetrice. Pentru un defect net cu pamantul, tensiunea homopolara, cu neutrul compensat, este egala cu tensiunea fazei defecte ( exemplu 20000/√3; V0=11547V), ȋn timp ce tensiunea reziduală ( suma vectorială ale celor trei tensiuni de faza) va fi egală cu suma vectorială ale celor două tensiuni de fază fără defect.
Figura 5.4 – Rețeaua MT ȋn cablu fără defect
Curenții de linie prezenți pe fazele R , S și T sunt egali în modul și defazați cu 120 °, iar
suma lor măsurată prin transformatorul toroidal I0 este egală cu zero.
Figura 5.5: Diagramă tensiunilor în prezența unui defect homopolar
Având în vedere că, în cazul unei defect homopolar, cele două faze sănătoase vor avea supratensiuni egală cu √3 tensiunea de fază, adică vor avea tensiune de fază egală cu tensiunea de linie. Suma vectorială a acestor tensiuni se dovedește a fi de exemplu 20000*√3, V=34,641 kV.
Figura 5.6 – Diagramă vectoriala în prezența unui defect homopolar
Neutru compensat limitează supratensiunile provocate de arcul electric intermitent care duce astfel la reducerea numarului de defecte de izolație și deci la reducerea numarului de defecte polifazate.
CONTROLUL LA DISTANȚA ȘI AUTOMATIZAREA REȚELEI DE MT
Controlul la distanță al rețelei de distribuție de MT oferă:
îmbunătățirea eficienței manevrelor operative în retea electrică datorită faptului că manevraea echipamentelor primare din rețea este executată de la distanță, reducând timpul de realizare a configurației rețelei (din cauza lucrărilor programate sau defecțiunilor).
îmbunătățirea serviciului de distribuție, datorită reducerii timpului pentru localizarea, identificarea defecțiunilor și repunerea sub tensiune a secțiunilor rețelei fără defect. Prin urmare, o reducere a timpului total de întrerupere per client (MT sau JT).
Controlul la distanță al rețelelor MT constă din instalarea unor echipamente de comutație motorizate cuplate la RTU. RTU-urile sunt, la rândul lor conectate cu ajutorul unei rețele de telecomunicații, la un sistem central de supraveghere SCADA. Prin intermediul interfeței SCADA, avem posibilitatea:
de a monitoriza starea întreruptoarelor liniilor de MT;
de a transmite comenzi de închidere și deschidere către echipamentele de comutație;
de a obține valori masurate de la nodurile pe care sunt instalate aparatele de comutație (curent, tensiune, etc.).
Beneficiile potențiale ale aparatelor de comutatie telecomandate sunt:
îmbunătățirea calității serviciului de distribuție;
îmbunătățirea activităților de exploatare.
Având tratarea neutrului prin proiectul ” Petersen” combinat cu sistemul de telecontrol din stațiile de transformare 110 kV/MT, putem trece la următorul proiect” Automatizare” de-a lungul fiecărei linii electrice de MT10. Adoptarea acestui sistem, permite pe de o parte o reducere a duratei cumulate a întreruperilor lungi neplanificate pentru clientii de joasă tensiune (JT), prin micșorarea timpilor necesari pentru localizarea tronsonului cu defect și realimentarea tronsoanelor neafectate; pe de alta parte permite să se facă mai rapid executarea tuturor manevrelor de exploatare, accelerand operațiile de modificare a schemei rețelei (pentru defecte, lucrări sau modificări de schemă).
Evoluția indicatoarelor de curent de defect
Operatorii de Distribuție a energiei electrice au început să utilizeze indicatoarele de curent de defect când au apărut cereri din partea consumatorilor de energie electrică, de asigurare a continuității în alimentare și a calități energiei electrice. Indicatoarele de curent de defect sunt utilizate pentru localizarea scurtcircuitelor sau a defectelor cu pământul în rețelele electrice aeriene sau subterane de distribuție de MT. Indicatorul de defect asigură exploatarea sigură a liniilor electrice în funcțiune, prin localizarea locului de defect și reducerea timpului de întrerupere a alimentării cu energie electrică a consumatorilor. Utilizând indicatoarele de defect sunt eliminate repunerile pe defect prin conectarea repetată a liniei sub tensiune, fiind protejate astfel întreruptoarele din stațiile de transformare. La producerea unui defect pe linie (scurtcircuit sau punere la pământ), toate indicatoarele de curent de defect instalate între stația de transformare și locul de defect vor semnaliza optic, intermitent în timp ce indicatoarele amplasate după zona de defect, vor rămâne în stare de veghe (nu vor semnaliza). Indicatorul de curent de defect constă în:
unitate de afișare pentru afișarea defectelor (scurtcircuit sau punere la pământ);
trei senzori de curent pentru localizarea scurtcircuitelor;
un senzor de curent pentru detectarea punerilor la pământ.
Figura 5.7 – Indicator de defect de curent clasic
În urma unui defect pe o linie de MT cu indicatoare de curent de defect, trecerea curentului de defect nu era semnalizată imediat dispecerului energetic ci era nevoie de deplasarea personalului de exploatare pe linia respectivă care vedea dacă indicatoarele semnalizează optic, informând astfel dispecerul energetic de trecerea curentului de defect sau nu în zona respectivă. Putem spune că folosind indicatoarele de curent de defect avem informații despre tipul defectului dar nu într-un timp scurt, fapt care duce la durate lungi de timp în realimentarea cu energie electrică a consumatorilor.
Tabel 5.5 – Durata întreruperilor fără PT-uri telecontrolate
Tehnologia modernă ȋși face resimțită prezența și in acest domeniu, iar producătorii ies pe piață cu sisteme eficinte de localizare a defectului și cu alte opțiuni suplimentare care aduc un plus eficienții ȋn supravegherea rețelei de distribuție. De remarcat sunt două indicatoare de defect, utilizat de OD Enel și anume RGDAT și RGDM.
RGDAT-ul este dispozitivul care permite sistemului de telecontrol să cunoască starea defectului pe tronsonul liniei de MT la care este conectat. La producerea unui defect pe linie (scurtcircuit sau punere la pământ), toate dispozitivele RGDAT instalate de-al lungul liniei vor semnaliza trecerea curentului de defect dinspe stație spre capătul linie, marcănd cu săgeți direcția curentului timp de câteva secunde. Scenariul de lichidare a avariei începe cu indicațiile acestor dispozitive care “ văd defectul”, reducand astfel timpul de realimentare a consumatorilor.
Tabel 5.6 – Durata întreruperilor cu PT-uri telecontrolate
Se montează în PT telecomandate sau la separatoarele telecomandate montate pe stâlpi, care prin intermediul unor traductoare de curent și tensiune detectează :
trecerea curenților de defect pe fază superiori unei valori fixe de 500 A (funcția 51);
trecerea și direcția curenților homopolari în prezența tensiunii homopolare datorate simplei puneri la pământ (funcția 67N);
trecerea curenților homopolari în prezența tensiunii homopolare datorate dublei puneri la pământ (funcția 67N);
prezența/absența tensiunii pe fazele MT (funcția RVL).
Figura 5.8 – Indicator de curent de defect direcțional
și lipsă/prezență tensiune
Evenimentele sunt semnalate local, prin aprinderea sau stingerea unor leduri și de la distanță prin intermediu RTU de tip unitatea periferică (UP20) care le înregistrează cronologic și le elaborează transmițându-le la centrul de telecontrol. Unitatea periferică (UP) este un echipament utilizat pentru:
comandă separatoarelor telecomandate (închidere/deschidere);
achiziția și transmiterea informațiilor între separatoarele telecomandate /RGDAT și sistemul de telecontrol;
activarea automatizării pentru selectarea tronsonului de linie cu defect.
Figura 5.9 – Unitate periferică
Dispozitivul RGDM este un aparat prevăzut pentru a fi instalat în celula de MT, cu întreruptor izolat în SF6 sau în aer sau separator de sarcină instalat în posturile de transformare telecontrolate, cu scopul de a:
detecta prezența unor defecte polifazate și monofazate cu pământul, oricare ar fi utilizarea neutrului de MT;
detecta absența tensiunii pe linie,
măsurarea tensiunii, puterii active și reactive pe linia de MT;
comanda în caz de avarie sau la telecomandă transmisă de UP;
deschiderea și închiderea separatoarelor de sarcină;
deschiderea și închiderea dispozitivului general al producătorilor de energie electrică racordați pe linia de MT.
De fapt, acest nou dispozitiv va fi o componentă strategică a sistemului de control „smart grid” definit de ENEL.
Figura 5.10 – Indicator de curent de defect direcțional
și de măsurare
Roberto Calone, Alberto Cerretti, Alessandro Fatica, Evolutions of the Fault Locator on MV distribution networks: from simple stand alone device, to a sophisticated strategic component of the SMART GRID control system, International conference on electricity distribution, Germany, 2011, pp. 3.
RGDM a luat naștere ca urmare a dezvoltării “Indicator de Defect Direcțional și Absența/Prezența Tensiunii” –RGDAT, preluând de la acesta o parte din logicile de funcționare, la care s-au adăugat funcții noi impuse de nevoile tot mai mari de automatizare și selectare logică a tronsonului defect și de nevoia de a cunoaște valorile mărimilor electrice ce tranzitează rețeaua electrică. Indicator de curent de defect direcțional și de măsurare RGDM prevede în mod normal posibilitatea de a funcționa și în rețelele de comunicație performante de tip IP pe protocolul IEC 61850.
Dispozitivul RGDM prevede și funcția de monitorizarea a calității energiei electrice prin :
măsurarea mărimilor electrice: tensiune, curenți, putere activă, purere reactivă , factor de putere ( U, I, P, Q,cosφ);
monitorizarea curenților și tensiunilor (armonici în locul unde este instalat).
Automatizarea rețelei de MT
Sistemul de protecție al rețelei MT este structurat și coordonat astfel încât să opereze eliminarea selectivă a scurtcircuitelor, suprasarcinilor și defectelor cu pământul în timpi corelați cu performanțele echipamentelor de manevră și ai sistemelor de protecție pe care tehnologia le pune la dispoziție. În rețelele de distribuție de MT este în mod uzual prevăzută automatizarea de tip RAR cu una sau mai multe reanclanșări temporizate. Majoritatea întreruperilor în alimentarea cu energie electrică apar pe liniile electrice aeriene care sunt expuse agenților atmosferici, prezentând cele mai dese defecte. În cazul scurtcircuitelor, la deconectarea liniei, adică la dispariția tensiunii, arcul electric se stinge și izolația liniei se restabilește într-un timp extrem de mic, linia fiind astfel din nou în stare de funcționare. Pe baza acestei constatări s-au introdus automatizarea de tip RAR pe linie, care în cazul unei declanșări comandate de protecție, repune linia sub tensiune după un anumit timp în mod automat. Evident, dacă scurtcircuitul persistă, protecția comandă din nou declanșarea întreruptorului, după care linia rămâne deconectată. În cazul rețelelor electrice în cablu, scurtcircuitele în cablu de obicei au caracter permanent. Majoritatea scurtcircuitelor în rețelele electrice în cabluri apar însă nu de-a lungul cablurilor, ci pe barele posturilor de transformare ale acestor rețele. Aceste scurtcircuite au de cele mai multe ori caracter trecător (intrarea șobolanilor, șoareci, pisici pe barele MT ale PT). De aici rezultă că automatizarea tip RAR poate efectua reanclanșări reușite și în rețelele în cabluri. Folosind automatizarea de tip RAR, timpul total de întrerupere a alimentării consumatorilor va fi :
(5.5)
unde: tp= timpul de acționare protecție;
td= timpul de declanșare întreruptor;
tRAR= timpul de acționare a dispozitivului RAR;
Pentru a implementa automatizarea pe linii MT deja telecontrolate trebuie să se țină cont de urmatoarele:
tratarea neutrului din stația de transformare;
cauzele întreruperilor lungi ale liniei;
caracteristicile întreruptoarelor din stația de transformare și ale separatoarelor de sarcină telecontrolate de pe linie;
caracteristicile protecțiilor din stația de transformare;
activarea automatizării de tip RAR pe liniile MT.
Dispozitivul RAR folosit ca automatizare pentru întreruptoarele unei linii MT, trebuie să fie programat pentru a efectua următoarele cicluri:
pentru linii electrice în cablu: o reanclanșare rapidă și una lentă;
pentru linii electrice aeriene/mixte: o reanclanșare rapidă și două lente;
Pentru activarea automatizării de-a lungul liniei MT, posturile de transformare trebuie să fie prevăzute cu:
unitatea periferică conectată la sistemul de telecontrol;
generarea semnalului de prezență a tensiunii pe bară (RVL);
prezența a cel puțin unui separator de sarcină telecontrolat.
Pentru a face operative regulile de selectare automată a tronsonului defect, la UP -uri vor fi activate una din cele două moduri de automatizare :
modalitate de selectare automată a tronsonului defect prin tehnica detectoarelor de defect – numită automatizare tip FRG (funcționare cu detector de defect tip RGDAT);
modalitate de selectare automată a tronsonului defect în rețeaua exploatată cu neutru compensat fără a fi nevoie să se deconecteze întrerupătorul din stația de transformare în cazul unei puneri la pământ simple pe tronsonul identificat cu defect – numită automatizare tip FNC (funcționare cu neutru compensat)
Automatizările asociate fiecărui separator de sarcină( IMS) pot fi anulate sau puse în funcțiune prin telecomandă. În regim normal se prevede în medie automatizarea a trei posturi de transformare/separatoare de stâlp pentru fiecare linie cu modalitatea de functionare FNC/FRG.
Figura 5.11: Linie MT automatizată
Căutarea tronsonului defect în rețeaua de MT telecontrolată se poate face:
Manual prin intermediul telecomenzilor de la dispecerul energetic – este căutarea prin intermediul manevrelor în telecomandă asupra posturilor de pe linia cu defect;
Manual prin intermediul telecomenzilor de la dispecerul energetic, cu ajutorul semnalelor primite de la indicatorii de curent de defect direcțional și lipsa/prezența tensiunii;
Automat și prevede neapărat utilizarea indicatoarelor de curent de defect direcțional și absența tensiunii (RGDAT) iar secvența operațiilor efectuate este diferită în funcție de tipul de defect relevant:
dacă defectul este polifazat ( funcția 51) sau dublu monofazat (funcția 51N) se elimină prin deconectarea întreruptorului din stație și deschiderea separatoarelor telecomandate (IMS) fără tensiune.
dacă defectul este monofazat cu pamântul (funcția 67) defectul se elimină prin deschiderea separatorului telecomandat (IMS) cu tensiune, fără declanșarea întreruptorului din stație. Întreruptorul din stația de transformare (dacă defectul nu este pe primul tronson) rămâne conectat pe întreaga durată a selecției și ca urmare, toată porțiunea de linie, în amonte de tronsonul defect, nu suferă întrerupere.
La finalul secvenței automatizate, elementul de manevră ce alimenta tronsonul cu defect va fi deschis și blocat în poziția deschis iar restul tronsoanelor liniei în amonte de defect vor fi realimentate în mod automat. UP-ul semnalează dispecerului din Centrul Operativ, prin mesaj spontan, elementul de manevră deschis care a “văzut” defectul. Dacă linia de MT are separatoare de sarcină telecontrolate și este activă funcția de izolare automată a tronsonului defect, dispecerul de MT va urmări desfășurarea automată a manevrelor, va identifica tipul de defect semnalizat de protecția unificată din stație și funcționarea corectă a elementelor telecontrolate, apoi va continua separările în conformitate cu principiile de lichidare a defectelor. Automatizarea rețelei MT se bazează pe activarea unor logici în memoria unităților periferice care realizează următoarele funcții:
transmiterea telecomenzilor de deconectare și de conectare în telecontrol către IMS-urile din posturile de transformare;
monitorizarea stării echipamentelor de comutație telecomandate;
monitorizarea prezenței tensiunii MT pe bara postului de transformare și pe liniile conectate la aceasta;
la cerere, activarea monitorizării către detectoarele de defect direcționale;
la cerere, activarea automatizărilor pentru selectarea tronsonului defect.
Aceste logici pot fi programate, activate, dezactivate și anulate prin mesaje adecvate de către dispecerul energetic. Logicile de automatizare acționează detectarea și selectarea defectelor de pe liniile MT ținând cont de două semnale:
Prezența / absența tensiunii pe linie;
Intervenția detectorului de defect.
Detectorul direcțional este absolut necesar în rețelele de distribuție de MT, iar prin tratarea neutrului cu sistem Petersen și cu automatizarea rețelei MT este posibilă obținerea celor mai bune performanțe privind calitatea serviciului de distribuție. Cu automatizarea actuală, atunci când apare o punere la pământ pe linia MT, numai clienții conectați la tronsonul defect și în aval sunt afectați de o întrerupere îndelungată .
TEHNOLOGII INTELIGENTE ȊN REȚEAUA JT
Datorită oportunitații de a furniza energie electrică și servicii de calitate către clienți, OD-urile examinează tehnologiile moderne și aplicațiile care să fie implementate și de la clientl de JT pentru îmbunătățirea eficienței energetice. Termenul „smart meter” (contorul inteligent) este utilizat pentru a descrie utilizarea tehnologiilor informaționale și de comunicare ȋn îmbunătățirea performanțelor energetice a locuințelor rezidențiale, fiind considerat unul dintre componentele conceptului de “Smart Grid”. Sistemele de gestionare a energiei locuințelor rezidențiale de diferite tipuri sunt desfășurate astăzi într-un număr din ce in ce mare, pe măsură ce rețelele de distribuție din zonă de domiciliu se modernizează. Acestea vor deveni în mod efectiv partea orientată spre consumator a rețelei inteligente.
Figura 5.12 – Schema generală de gestionare a contoarelor inteligente
Modele de contoare inteligente
Contorul inteligent trifazat “CERS3-E”
Este un contor static trifazat bidirecțional, în montaj semidirect, pentru energie activă și reactivă cu înregistrare în patru cadrane cu registre separate. Precizia de măsurare a energiei active este compatibilă cu „Clasa B” definită în EN 50470-3. Precizia de măsurare a energiei reactive este compatibilă cu „Clasa 2” definită în IEC/CEI EN 62053-23. Emițătorul de impulsuri, care poate fi folosit fie pentru energia activă fie pentru energia reactivă, este situat pe carcasa contorului și emite 4000 impulsuri/ kWh și 4000 impulsuri/kvarh. Contorul CERS3-E are o tensiune standard de referință egală cu 3×127/220 …3×230/400 V și curenți de referință: Imin = 0,05 A, Iref = 5 A și Imax = 20 A. Funcționează în mod corect în următorul interval de temperatură: [-40°C ÷ +70°C] și la frecvența de 50 Hz, având grad de protecție IP53 (conform CEI EN 50470-1) pentru compartimentul metrologic. Contorul este destinat instalării în interior cu clasa de protecție „clasa II”.
Funcțiile caracteristice pentru contor sunt:
măsurarea energiei active și a puterii active, pozitive și negative;
măsurarea curentului RMS și a tensiunii RMS;
măsurarea energiei reactive și a puterii reactive în toate cele patru cadrane;
ȋnregistrarea profilului sarcinii, la energia activă (pozitivă și negativă) și reactivă în toate cele patru cadrane;
administrarea unei structuri flexibile a tarifelor;
administrarea unui program de tarife sezoniere cu maxim 8 perioade (un set pentru fiecare contract);
administrarea a 4 perioade de facturare (curentă, precedentă, penultima, antepenultima);
afișarea datelor referitoare la consum și a comunicațiilor referitoare la service;
sincronizarea de la distanță a ceasului/calendarului;
stocarea informațiilor referitoare la consum, chiar și fără furnizarea energiei electrice (stocarea în memoria nevolatilă);
autodiagnosticarea principalelor elemente și blocuri funcționale
detectarea și înregistrarea deschiderilor de caz și/sau a modificărilor de software. Dispozitivul de ieșire a pulsului optic utilizat pentru testarea contorului (energia activă sau reactivă).
Figura 5.13 – Schema de conectare contor CERS3-E
Contorul inteligent trifazat “CERT1”
Este un contor trifazat bidirecțional pentru energie activă și reactivă cu înregistrare în patru cadrane cu registre separate .Caracteristici de precizie dar și de construcție sunt asemănatoare cu cele ale controrului trifazat “CERS3-E”. Contorul CERT1 are o tensiune standard de referință egală cu 3×127/220 …3×230/400 V și curenți de referință: Imin = 0,25 A, Iref = 5 A și Imax = 80 A. De asemenea, caraceteristicile principale sunt identice cu cele ale contorului trifazat “CERS3-E”.
Figura 5.14 – Schema de conectare contor CERT1
Contorul inteligent monofazat “CERM1”
Este un contor monofazat bidirecțional cu înregistrare în patru cadrane cu registre separate. Precizia de măsurare a energiei active este compatibilă cu „Clasa B” definită în EN 50470-3. Precizia de măsurare a energiei reactive este compatibilă cu „Clasa 2” definită în IEC/CEI EN 62053-23. Emițătorul de impulsuri, care poate fi folosit fie pentru energia activă fie pentru energia reactivă, este situat pe carcasa CERM1 și emite 4000 impulsuri/ kWh și 4000 impulsuri/kvarh. Contorul CERM1 are o tensiune standard de referință egală cu 230 V și curenți de referință: Imin = 0,25 A, Iref = 5 A și Imax = 60 A. Funcționează în mod corect în următorul interval de temperatură: [-40°C ÷ +70°C] și la frecvența de 50 Hz, având grad de protecție IP53 (conform CEI EN 50470-1) pentru compartimentul metrologic. Carcasa în partea frontală asigură un grad de protecție IP20 atunci când sunt instalate conductoarele și capacul de borne. Contorul este destinat instalării în interior, cu clasa de protecție „clasa II”. Caraceteristicile principale ale cotorului monofazic sunt identice cu cele ale contorului trifazat “CERS3-E”
Figura 5.15 – Schema de conectare contor CERM1
Majoritatea sistemelor de gestionare a energiei la client au două obiective principale:
îmbunătățirea eficienței energetice generale a clientului;
modificarea profilului de încărcare al clientului.
În general, aceste obiective sunt atinse printr-o combinație de „pârghii”:
schimbarea comportamentală a clientului, prin accesul la informații despre consum și prețul energiei prin intermediul noii tehnologii;
optimizarea funcțiilor de economisire a energiei.
Alte obiective ale sistemelor de gestionare a energiei la client includ economisirea de bani pentru consumator, îmbunătățirea confortului și comodității dar și gestionarea noilor tehnologii de producere a energiei electrice, cum ar fi cea solară. Pentru a implementa „smart meter” la client, avem nevoie ca sursa de alimenate a acestora, și anume postul de transformare să fie modernizat inclusiv partea de JT, deoarece din acest loc ȋncepe gestionarea inteligentă a consumului clientului. Aici se vor monta grupul de măsurare pentru bilanțul energetic pentru a gestiona pierderile de energie ȋn rețeaua JT, precum și echipamente utilizate pentru telegestiune. Echipamentele utilizate pentru instalarea grupului de măsură pentru bilanț energetic și telegestiune sunt:
contor electronic trifazat pentru bilanț compatibil cu sistemul de telegestiune utilizat de OD;
TC pentru montare contor electronic ȋn montaj semidirect;
concentrator pentru telegestiune.
Grupul de măsură pentru bilanț energetic în montaj semidirect prevede instalarea de 3 TC de JT tip toroidal instalați pe cele trei faze ale transformatorului MT/JT la tabloul JT realizate cu cablu monopolar.
Tabel 5.7 – Caracteristicile tehnice ale TC
pentru bilanț energetic
Concentratorul pentru telegestiune este un sistem intermediar de achiziție de date de măsurare, destinat citirii în timp a unui grup de contoare inteligente și transmiterii datelor citite către sistemul central de gestiune din cadrul unui sistem de măsurare. Putem spune că, concentratoarele sunt destinate colectării de informații și realizează transmiterea informațiilor în sistemul central de gestiune. Funcțiile concentratorului sunt:
controlul continuu al stării conexiunilor rețelei electrice;
detectarea eventualelor defecte în rețeaua de JT;
verificarea referinței de timp a contoarelor și sincronizarea acestora;
interogare ciclică a tuturor contoarelor alimentate de la același transformator MT/JT, în scopul colectării eventualelor diagnoze;
colectarea datelor de consum;
Concentratorul dispune de următoarele conexiuni și porturi:
intrare monofazată pentru alimentare la 230V;
intrare pentru injectarea semnalului PLC (cablu electric trifazat + nul);
tensiunea nominală: 400 V;
port USB și port serial RS232;
port optic;
conector pentru cablu RF la antena GPRS;
slot de introducere a cardului SIM în modemul GPRS.
LVC este un echipament din sistemul de telegestiune utilizat în exteriorul postului de transformare MT/JT și constituie nodul principal pentru comunicare cu contoarele electronice tip SMART, utilizând ca rețeaua de comunicație retea JT, protocol de comunicație PLC.
Tabel 5.8 – Caracteristicile tehnice ale concentratorului
DLC-ul indică tehnologia de comunicare în rețeaua electrică utilizând frecvența de la 9 la 500 kHz cu o viteză de transmitere de până la 576 kbit/s
Figura 5.16 – Schema de montaj concentartor
Beneficiile introducerii contoarelor inteligente:
eficiența energetica ridicată- se cunoaște profilul real al clientului;
energia consumata este facturată fără a fi nevoie de ajustări și de procedurile de estimare a consumului;
modificari de la distanță ȋn planul tarifar, intreruperea serviciului pentru neplată;
citirea exacta a energiei consumate evitănd eventualele sesizări de citiri gresite;
ȋnregistrarea energiei cu dublu sens, daca clientul foloseste surse regenerabile omologate și decide să vândă în system, energia pe care o produce în exces.
CONCLUZII
Pentru a reduce curentul de defect în orice situație există diferite soluții tehnice. Fiecare soluție trebuie stabilită pe baza unor calcule tehnice, a căror fiabilitate este asigurată și pe baza unor evaluări a costurilor de investiție și exploatare. Modificarea metodei de tratarea a neutrului în rețelele de distribuție a vizat în principal îmbunătățirea performanței serviciului de distribuție a energiei electrice prin reducerea numărului de incidente/evenimente care conduc direct la obținerea unor indicatori de continuitate mai buni, respectând standardele în vigoare dar și cerintele clienților. Energia electrică produsă este transportată de la locul de producere către consumatori prin rețelele electrice de transport, proprietate Transelectrica și prin rețelele electrice de distribuție ale companiilor de distribuție. Companiile de distribuție poartă întreaga responsabilitate pentru continuitatea alimentării cu energie electrică și pentru calitatea acesteia. Calitatea energiei electrice furnizată consumatorului final determină eficiența activitătilor acestora și deci a profitului. Obligațiile operatorului de distribuție cu privire la calitatea energiei electrice sunt stabilite prin Standardul de Performanță. Operatorii de Distribuție înregistrează și calculează anual următoarele date privind continuitatea în alimentare pentru consumatorii din zona lor de activitate13:
numărul de întreruperi lungi;
indicatorul SAIFI se calculează cu formula:
(5.1)
indicatorul SAIDI se calculează cu formula:
(5.2)
Monitorizarea continuității în alimentarea cu energie electrică se realizează prin calculul indicatorilor SAIFI și SAIDI pentru fiecare nivel de tensiune, separat pentru mediul urban și rural pentru fiecare Operator de Distributie. Indicatorul de continuitate în alimentare a utilizatorilor SAIDI, a înregistrat următoarele valori pentru 2017 conform Raportului National ANRE:
Tabel 6.1- SAIDI 2017
Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei,
Rapoarte Nationale ANRE 2017, România, 2018, pp 23
Conform analizei realizate, în perioada 2013 – 2017 se observă un trend de îmbunătățire a valorilor ambilor indicatori, cu o înrăutățire nesemnificativă în anul 2017 pentru SAIDI întreruperi planificate.
Tabel 6.2- SAIDI 2013-2017
Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei,
Rapoarte Nationale ANRE 2017, România, 2018, pp 24
Indicatorul de continuitate în alimentare a utilizatorilor SAIFI, a înregistrat următoarele valori pentru 2017:
Tabel 6.3 SAIFI 2017
Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei,
Rapoarte Nationale ANRE 2017, România, 2018, pp 25
Conform analizei realizate, în perioada 2013 – 2017 se observă o îmbunătățire a valorilor SAIFI pentru întreruperi neplanificate, dar o ușoară degradare a valorilor SAIFI, întreruperi planificate.
Tabel 6.4 – SAIFI 2013-2017
Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei,
Rapoarte Nationale ANRE 2017, România, 2018, pp 26
În urma analizelor efectuate se observa exact avantajele in ceea ce priveste indicatorii de performanta. Incidentele mai mare de 3 minute scad ceea ce înseamnă că indicatorii SAIFI și SAIDI, după modificarea sistemului de tratare a neutrului, au o valaore mai mică, deci întreruperi mai puține care au un impact major in activitățiile clienților dar și în compensațiile catre ei care la tind să scadă. Scopul urmărit prin tratarea neutrului prin sistemul Petersen este reducerea numărului și a duratei întreruperilor, creșterea gradului de siguranță în funcționarea instalațiilor și creșterea calității serviciului oferit clienților. Automatizarea este o funcție suplimentară a telecontrolului și în afară de indicatoare de defect tip RGDAT-uri, nu sunt necesare alte componente în plus față de componentele sistemului de telecontrol. Pentru reducerea duratei de timp a întreruperilor, se pot obține îmbunătățiri majore prin introducerea automatizării pe liniile MT. Această automatizare înseamna introducerea unui sistem capabil să acționeze automat localizarea defectelor, izolarea si alimentarea cu energie electrica a tronsoanelor de linie amonte de tronsonul defect, fără intervenția personalului de exploatare. În cazul unor defecte extinse pe mai multe linii MT, automatizarea linilor MT ajută în lichidarea avariilor, ceea ce face posibilă alimentarea tronsoanelor fără defect, fără întârziere datorită timpului de întervenție al personalului de exploatare.
Tabelul 6.5 – Durata izolării unui defect
Acesta prezintă rezultatele obținute pe parcursul unei perioade de șase luni în 2018, unde au fost luate în considerare trei posibilități de manevră pe liniile de MT declanșate și anume de către echipa de intervenție, folosind SCADA sau dacă linia are activitată automatizare. Observăm îmbunătățiri în ceea ce privește prima manevră pe linia MT declanșată:
manuală: 45 minute;
telecontrol: 3 min
automatizare: sub 1 min.
Cu noile soluții definite mai sus, avem următoarele avantaje:
conducerea operativă a retelei de distribuție (lichidării de avarii, circulații de puteri, funcționării ale protecțiilor) ȋn timp real;
reducerea duratelor de nealimentare a consumatorilor;
reducerea cantității de energie electrică nelivrată;
reducerea riscurilor de manevrare greșită a echipamentelor de comutație;
reducerea costurilor de intervenție pentru lichidarea avariilor;
gestionarea producătorilor de energie electrică racordați la rețeaua de MT.
Datorită caracterului inoportun al întreruperilor neplanificate, sunt mai greu de suportat de către consumator, care nu-și poate lua măsuri de limitare a efectelor produse de întreruperea în alimentarea cu energie electrică. Prezența deja puternică a producătorilor de energie electrică, în special din surse regenerabile poate duce la provocări tot mai mari pentru OD în ceea ce privește gestionarea și utilizarea rețelei electrice. Noii utilizatori de rețea vor fi activi și pasivi, ceea ce va conduce la o schimbare radicală a concepției fluxurilor de energie unidirecționale ale sistemului de distribuție a energiei electrice, care de acum va trebui să asigure un sistem de management și control al calității serviciilor la nivelul standardelor ȋn vigoare. Optimizarea sistemului de distributie a energieie electrice este o temă dezvoltată și studiată mereu de OD pentru o gestionare eficientă și un serviciu de calitate a energiei electrice. Utilizarea indicatoarelor de defect direcționale, poate fi considerată o protecția principală a rețelei electrice de distribuție de MT. Direcționalitatea este, prin urmare, o cerință necesară pentru sporirea selectivității intervențiilor și pentru eliminarea problemelor care decurg din inversarea fluxurilor de energie, îmbunătățind calitatea serviciilor furnizate.
ANEXA A – CALCULUL CURENȚILOR DE SCURTCIRCUIT ȘI VERIFICAREA REGLAJELOR PROTECȚIILOR
O stație de conexiune sau PA este un nod MT în care doar ieșirile din statia de conexiune/PA sunt protejate prrin urmare, aceasta arată ca partea de MT a unei stații ȊT/MT. Pentru stabilirea reglajelor pentru protecțiile instalate în PA și pe feederii ce alimentează acest PA, este necesar a calcula curenții de scurtcircuit pe bara de MT a PA-ului și în posturile de transformare alimentate din PA. Prin alegerea unor reglaje corespunzătoare, protecțiile vor putea indeplinii criteriile de selectivitate și sensibilitate. Protecțiile trebuie să aibă proprietatea de a deconecta numai elementul în care a apărut defectul, toate celelalte părți componente ale sistemului electric rămânând în funcțiune. Pentru a asigura o funcționare selectivă, protecția trebuie să comande declanșarea întreruptoarelor cele mai apropiate de locul defectului. În cazul nostru, selectivitatea se obține prin introducerea unei temporizări. Sensibilitatea reprezintă acea proprietate a protecției de a acționa în cazul unor abateri cât mai mici de la valoarea normală a mărimii fizice controlate. Astfel, o protecție realizată cu relee de curent va fi cu atât mai sensibilă cu cât va acționa la abateri mai mici ale curentului față de valoarea normală a curentului prin circuitul respectiv.
Sensibilitatea protecției se apreciază printr-un coeficient de sensibilitate. Pentru protecția maximală de curent, acest coeficient de sensibilitate este dat de relația:
unde: este valoarea efectivă minimă posibilă – la un timp egal cu timpul de acționare al
protecției – a componentei alternative a curentului, în cazul unui scurtcircuit metalic în
zona protejată;
este valoarea curentului de pornire (de acționare) al protecției (curentul la care
protecția acționează).
CALCULUL CURENȚILOR DE SCURTCIRCUIT
Puterea de scurtcircuit pe bara de 10 kV a stației Titan este:
Ssc10kV = 163.9104 MVA
Sb = 100 MVA
Ub = 10 kV
Pornind de la aceste valori rezultă valoarea curentului de bază:
kA
Impedanța de scurtcircuit a sistemului este:
În cazul nostru se poate considera că defectul produs este depărtat de sursă și deci putem aproxima că:
S-a demonstrate că pentru valorile supratranzitorii ale curentului de scurtcircuit există relația:
Analizând configurația rețelei se constată că pentru determinarea regimului maxim de funcționare respectiv, minim de funcționare este necesar un calcul al impedanțelor relative ale rețelei. Vom determina impedanțele relative ale distribuitorilor și ale transformatoarelor instalate în PT-uri. În continuare vom nota distribuitorul care alimentează PT 10544 cu d2 iar distribuitorul ce alimentează PT 3696 cu d1.
d1: l1=500 m, x0=0.2683 Ω/km Xd1=0.13415
d2: l2=350 m, x0=0.2683 Ω/km Xd2=0.093905
PT 3696: S1=1000 kVA, uk= 6% XT1= 6
S2=1600 kVA, uk= 6% XT2=3.75
În regim minim de funcționare (post alimentat printr-un singur distribuitor și doar T1 in funcțiune) impedanța raportată determinată de distribuitor și transformator va fi: XT3696=4.8933905, iar în regim maxim de funcționare (post alimentat prin ambii distribuitori și T2 în funcțiune):
XT3696= 2,446975
PT 10544: S=1250 kVA, uk = 6% XT= 4,8
În regim minim de funcționare rezultă : XT10544=6,13415, iar în regim maxim (post alimentat prin ambii distribuitori) XT10544= 3,817075
Având în vedere cele mai sus mentionate rezultă că regimul minim de funcționare este cel în care avem scurtcircuit în PT 3696 în transformatorul T1, post alimentat printr-un singur distribuitor, iar regimul maxim, cel cu defect în T10544 alimentat prin ambii distribuitori și cu cele doua transformatoare identice in paralel.
Figura 7.1 –Punct de alimentare cu două secții de bară MT
CAZUL 1. REGIM MINIM DE FUNCȚIONARE
Defect trifazat :
unde: Xf este reactanța feederului ,
Xd este reactanța distribuitorului iar celelalte mărimi au fost definite mai sus.
Defect bifazat metalic.
Figura 7.2 –Alimentare T3696 pe MT
CAZUL 2. REGIM MAXIM DE FUNCȚIONARE
Figura 7.3 –Alimentare T10544 pe MT
Defect trifazat :
unde: Xf este reactanța feederului ,
Xd2 este reactanța distribuitorului iar celelalte mărimi au fost definite mai sus.
Defect bifazat metalic.
Tabel centralizator
VERIFICAREA REGLAJELOR FOLOSITE ÎN PUNCTUL DE ALIMENTARE
Fiind alimentat dintr-o stație care are neutrul tratat prin bobina de stingere, acest punct de alimentare nu are prevăzute protecții homopolare. Împotriva scurtcircuitelor polifazate, în cazul feederilor s-a utilizat o protecție maximală de curent temporizată, având următoarele valori reglate:
ksens >2,5
Pentru distribuitori s-a utilizat de asemenea o protecție maximală de curent temporizată, cu urmatoarele reglaje:
ksens > 2,5
După cum se poate observa, atât în cazul feederilor cât și al distribuitorilor se respectă condiția de sensibilitate. În plus, selectivitatea protecției feederului față de cea a distribuitorului este asigurată prin introducerea unei trepte de temporizare de 0,5 secunde. În stația de transformare protecția maximală pe feeder este reglată să acționeze după 1,7 secunde de la apariția defectului. Astfel este asigurată selectivitatea acestei protecții fată de cea montată pe feeder în PA.
Anexa B – OPTIMIZAREA PIERDERILOR TEHNICE ÎN REȚEAUA MT
Pentru clienții cu delimitarea înstalatiei pe MT care sunt alimentați direct din stațiile de transformare sau din rețelele de distribuție de MT sunt necesare măsurători precise ale valorilor de putere activă și reactivă, respectiv obținerea prin calcule sau măsurători a factorului de putere. Aceste valori trebuie comparate cu cele din avizele tehnice de racordare astfel încat, în cazul scăderii factorului de putere sub valoarea aprobată, să se impună clienților respectivi luarea măsurilor de compensare prin montarea de baterii de condensatoare adecvate. Măsura nu este aplicabilă în rețeaua electrică de distribuție deoarece nu există mijloace de compensare a factorului de putere în posturile de transformare sau la nivel de stație de transformare. Modificarea configurațiilor standard ale rețelei MT poate conduce la reducerea pierderilor prin efect Joule care apar în conductoarele liniilor foarte încărcate (pierderile prin efect Joule cresc cu pătratul curentului) se poate realiza astefel:
pentru distribuția directă din stațiile de transformare, se modifică punctul de buclare între linii astfel încat sarcinile liniilor care se pot bucla, măsurate în stația de transformare, să fie aproximativ egale cu condiția să nu existe abateri de la valorile admisibile de tensiune la JT la capatul rețelei MT (la punctul de buclare);
pentru PA se modifică configurația astfel încat să se încarce cu sarcina activă feederii de rezerva, cu anularea instalatiilor AAR din PA.
Figura 8.1- PA cu configurația modificată
Restricțiile care împiedică modificarea configurației rețelei MT este impactul semnificativ în rețeaua MT la apariția unei contingente n-1 la un feeder de alimentare al PA-lui. În stațiile de unde sunt alimentați foarte multi clienți, impactul în energia nelivrată poate depași avantajele reducerii pierderilor pe feederi implicați.
Tabel 8.1: Circulațiile de energie electrică în urma modificarii configurației unui PA
BIBLIOGRAFIE
[1] National Communications System, Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) Systems, October 2004, SUA, pp 4;
[2] Transelectrica, Codul tehnic al rețelei electrice de transport, revizia 1, 2004, pag 62;
[3] PE 029/97: Normativ de proiectare a sistemelor informatice pentru conducerea prin dispecer a instalațiilor energetice din Sistemul Energetic National, pag 11;
[4] Alexandru Ujvarosi, Evolution of SCADA systems, Bulletin of the Transilvania University of Brașov, Vol. 9 (58) No. 1, Romania, 2016, pp 68.
[5] Mohamed Najeh Lakhoua,Mohamed Kamel Jbira,Project Management Phases of a SCADA System for Automation of Electrical Distribution Networks, International Journal of Computer Science Issues, Vol. 9, Issue 2, No 2, March 2012, pp.159
[6] Hengyong Liu, Xiaofu Xiong, Jinxin Ouyang, Xiufen Gong, Yinghua Xie, Jing Li, Study on Decision Method of Neutral Point Grounding Mode for Medium- Voltage Distribution Network, Journal of Power and Energy Engineering, Vol. 2, No. 4, USA, 2014, pp 657;
[7] Joint Working Group B5/C6.26/CIRED, Protection of Distribution Systems with Distributed Energy Resources, Austria, 2015, pp 21;
[8] Toader Dumitru, Lustrea Bucur, Blaj Constantin, Borlea Ioan, Haragus Stefan, A fuzzy approach used in expert system for optimal neutral grounding, Proceedings of the 10th WSEAS International Conference on FUZZY SYSTEMS,Czech Republic, 2009, pp 122;
[9] Alberto Cerretti, Giorgio Di Lembo, Giovanni Valtorta, Improvement in the qualitysupply due to a large introduction of petersen coil in HV/MV substations, International Conference on Electricity Distribution, Italy, 2005, pp 1;
[10] Florin D. Andrei,Valentin Dogaru Ulieru, Ioan C. Salisteanu, Otilia Nedelcu, Bogdan Salisteanu, Neutral point treatment in the medium voltage distribution networks, International Multidisciplinary Scientific GeoConference, 2019, Bulgaria, pp 349,346;
[11] A. Yu. Vasilyeva, A. I. Shirkovets, A. V. Telegin, L. I. Sarin, M. V. Ilinykh, Transient Processes at Single Phase-to-ground Faults in Combined Grounded Networks, Proceedings og the 2011 3rd International Youth Conference on Energetics, Portugal, 2011, pp 1, pp 6;
[12] Riccardo Sgarbossa, Modelli di sistemi di protezione e procedure di selezione automatica del tronco di guasto per reti di distribuzione attive,Universita degli studi di Padova, Italy, 2012, pp. 34;
[13] Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei, Raport privind realizarea indicatorilor de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice, România, 2010, pp 5;
[14] Lothar Heinhold, Power Cables and their Applications, Part 1, pp 320, 326, 332;
[15] CEI 0-16 -Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica,Italy, 2008, pp.18
[16] Enel, Tratarea neutrului in retelele electrice de medie tensiune, ghid de exploatare, ed. 02, 2010, pp 9;
[17] B. Ceresoli, A.Cerretti, E. De Berardinis, A, Gallerani,P.Perna, G.Valtorta, Neutral connection to earth in medium voltage networks: operation experience in Enel, International Conference and Exhibition on Electricity Distribution, Netherlands, 2001,pp 3;
[18] Zeno Martini, Guasto a terra di una fase, 2014, pp 20
[19] Electrica, Indicatoare de localizare a defectelor în rețelele electrice de medie tensiune, Specificație tehnică, Romania, 2010, pp1;
[20] Enel, Global Standard, RGDAT-A70, rev. 01, 2016, pp. 11, 40.
[21] Enel, Sistemul de telecontrol al rețelei de MT unitatea periferică pentru telecontrolul și supervizarea postului de transformare (UP), Specificație tehnică, ed. 02, Romania, 2009, pp. 5;
[22] Roberto Calone, Alberto Cerretti, Alessandro Fatica, Evolutions of the Fault Locator on MV distribution networks: from simple stand alone device, to a sophisticated strategic component of the SMART GRID control system, International conference on
electricity distribution, Germany, 2011, pp. 3.
[23] Enel, Detector direcțional și de măsurare tip RGDM-I interior, precripții pentru construcție și metode de încercare, Specificație tehnică, Romania, 2015, pp. 15-17.
[24] Florin D. Andrei,Valentin Dogaru Ulieru, Ioan C. Salisteanu, Otilia Nedelcu, Bogdan Salisteanu, Medium voltage networks automatation to improve the electrical energy distribution service, International Multidisciplinary Scientific GeoConference, 2019, Bulgaria, pp 319;
[25] Enel,Ghid tehnic pentru telecontrolul posturilor de transformare și IMS de stâlp in retelele electrice de medie tensiune, Specificație tehnică, Romania, 2008, pp. 42.
[26] Roberto Calone, Alberto Cerretti, Giorgio Di Lembo, Luca Giansante, An innovative integrated current/voltage sensor for outdoor fault detectors, International Conference on Electricity Distribution, Czech,2009, pp 1.
[27] Alberto Cerretti, Giorgio Scrosati, Lilia Consiglio, Upgrade of Enel MV Network automation to improve performances in presence of faults and to deal DG, International Conference on Electricity Distribution, Germany,2011, pp 1.
[28] Paul Mihai Mircea,Ion Marin, Ion Mircea, Denisa Rusinaru, Doru Ursu, Gabriel Cosmin Buzatu, Marian Ciontu, Cristian Bratu, Impact analysis of changing the neutral treatment solution in an MV electrical station on the system performance, MATEC Web of Conferences 210, Spain, 2018, pp 5;
[29] Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei, Rapoarte Nationale ANRE 2017, România, 2018, pp 23-25.
[30] Alberto Cerretti,Giorgio Di Lembo, Giorgio Di Primio, Angelo Gallerani, Giovanni Valtorta, Automatic fault clearing on MV networks with neutral point connected to ground through impedance, International Conference on Electricity Distribution, Spain, 2003, pp 4.
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Measurement Campaign Report (TOC) [310992] (ID: 310992)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.